公用事业行业点评报告：广东25年电力交易方案发布，超额回收+变动成本补偿平滑核电电价波动

（以下内容从东吴证券《公用事业行业点评报告：广东25年电力交易方案发布，超额回收+变动成本补偿平滑核电电价波动》研报附件原文摘录）
投资要点
事件：广东省发布2025年电力市场交易方案。
基准电价不变，市场交易规模提升。2025年广东市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上下限分别为0.554元/千瓦时、0.372元/千瓦时，参考价与年度交易上下限维持不变。2025年广东电力市场规模约为6500亿千瓦时（2024年为6000亿千瓦时），年度交易规模上限3800亿千瓦时（2024年为3200亿千瓦时），入市电量扩张，年度交易占比提升。发电侧燃煤电厂、燃气电厂、核电（岭澳核电、阳江核电）、新能源参与市场交易，其中：1）省内燃煤电厂：全部进入市场；2）省内燃气电厂：中调及以上均进入市场，地调可选择是否进入市场但进入后不允许退出；3）省内核电：岭澳核电和阳江核电全部机组参与市场交易，2025年年度市场化电量273亿千瓦时（2024年195亿千瓦时）；4）新能源：集中式风电、光伏，220kV及以上电压等级全部进入市场，参与中长期、现货和绿电交易，基数电量比例70%；110kV参与现货和绿电交易，基数电量比例90%，2025年底前实现全部入市（2025年1月1日起新并网的110kV及以上集中式光伏基数电量比例为50%）。5）其他：鼓励分布式新能源以聚合虚拟电厂参与现货电能量和绿电交易，独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂准入条件按相关方案和细则执行。
核电市场电价两机制：政府授权单向差价合约机制与变动成本补偿机制。1）政府授权单向差价合约机制确定“真实市场电价”：按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价格（核电核准上网电价）之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收，授权合约电量为实际市场电量的90%。2）“真实市场电价”结合变动成本补偿机制决定“实际执行电价”。当年月中长期市场交易均价低于市场参考价（0.463元/千瓦时）时，按照核定上网电价、年月中长期市场交易均价中的较大值与市场参考价之差乘以系数k（0.85）执行变动成本补偿机制。
对比2024：超额回收思路不变，变动成本补偿设置系数0.85平滑波动。2025年广东核电市场交易方案中，1）超额回收思路不变：2025年市场电90%为授权合约电量，剩余10%按照市场电价执行。2024年市场电100%按照成交均价与市场参考价之差（为负置零）的85%从核电机组进行回收，结算方式存在差异但都体现为超额回收思路；2）变动成本补偿系数0.85平滑波动：2025年当年月中长期交易均价低于市场参考价，以机组核定上网电价与市场交易均价的较大值与市场参考价之差乘以系数k（暂取0.85）执行变动成本补偿机制。2024年度电补偿标准为批复网上电价与市场参考价之差，未设定系数。2025年系数0.85小于1，减少因市场电均价下行给核电市场电下行带来的波动影响。
实例测算：核电市场电价降幅约为市场均价降幅60%-80%。我们设定以下三种情形，对于广东核电市场电价进行测算。1）年度长协446元/MWh，同比降20元/MWh：真实市场电价418元/MWh，变动成本补偿14，实际执行电价404元/MWh，同比降12元/MWh；2）年度长协426元/MWh，同比降40元/MWh：真实市场电价416元/MWh，变动成本补偿31，实际执行电价385元/MWh，同比降31元/MWh；1）年度长协406元/MWh，同比降60元/MWh，且跌破核电核准电价：真实市场电价414元/MWh，变动成本补偿41，实际执行电价373元/MWh，同比降42元/MWh。
投资建议：年度中长期电价逐步落地，核电运营商即将进入投产加速期，重点推荐【中国核电】和【中国广核】，建议关注【H中广核电力】。
风险提示：电价波动、新项目投运不及预期；核电机组运行风险。