2024年长协电价进展如何？会涨价吗？

2024-05-14 03:11| 来源: 网络整理| 查看: 265

来源：雪球App，作者：知常容小吴，（https://xueqiu.com/1790851088/278420175）

前言

中国神华电力分部业绩预测。结合我们的产业调研与中国神华的交流，预计中国神华2024年的电价以稳为主，稳中有降可能概率更高一点；发电量上看，预计2024年中国神华发电量同比约+10%，因2023年Q4有4GW煤电机组投产，其发电量大部分将在2024年形成增量；同时考虑到煤价稳中有降带来的燃煤成本的下滑，我们预计2024年中国神华电力分部利润同比可能实现双位数增长。

中国神华作为煤电一体化运营的典型，除了要跟踪煤炭市场，跟踪电力市场（电量、电价等）对判断神华的前景也很有必要。从2023年12月至今，全国各省的电力2024年年度长协签订也在如火如荼的开展。由于刚刚发布容量电价机制，市场也对2024年的年度长协格外关注。

2024长协电价签订情况。目前电价制定政策都已发布，包括方案、规则、通知等。近期批发、零售电价签订也会陆陆续续签订。不过浙江明确是2024年1月份签批发侧，2023年12月是在签零售侧（目前浙江省零售价加上容量电价约487元/MWh，2023年最高上限为498元/MWh，下降约1分钱/度电（因为有政府干预，实际还好于预期））。不过其他省份（尤其是较缺电省份），下降可能不会有这么多，因为浙江省算特殊情况。此外，广东省加回容量电价后整体电价下降较多，也有其特殊因素（市场也早有预计）。预计国内大部分省份可能都会像江苏省那样，大部分电厂考虑到容量电价收入的不确定性，可能会在电量电价签订时能往高签一点。江苏省最终的加权均价452.94元/MWh，加上容量电价（测算约20元/MWh）后，超过了469元/MWh的封顶价，一是因2024年江苏省电力供应还是偏紧张，二是年度交易也和煤价联动较紧密，而目前煤价仍维持高位，三是电厂会考虑2024年能否拿到全年的容量电费（因年度、月度对电厂都要考核，而实际高温高压运行中发电机组全年下来可能会出现故障、检修等，不可能一点问题都没有，尤其是在迎峰度夏期间，这就可能受到惩罚，或者在月度申报容量时无法满格申报，比如1GW的机组因为检修故障无法申报1GW），因此签年度长协时会留一点空间。

年度长协电价的影响因素。年度长协电价其实受到年度供求的影响较小，而是更多受到煤价的影响。因为缺电的时段一般都是在7、8月（最多6、7、8月），以及冬天的12月，其他时间段不太会出现大规模缺电情况。

电力市场批发用户存在成为售电公司客户的趋势。2021年H2刚开始放开时，存在一些大用户直接和发电侧签约，但实际操作2年时间以来，大家发现自己签费时费力，签的价格也不一定便宜（目前主导权还是在发电侧）。因此目前大部分批发用户都跑到售电公司变成零售用户。各省都有这样一个趋势。不排除后续可能会出现和发电企业抗衡的大型售电公司，孕育新的商业模式。

回到中国神华。中国神华电力分部和煤炭分部互相补充，其煤电一体化运营可以说是一定程度上降低了公司业绩的波动性。神华还有煤电运等产业链协同，进一步熨平其周期波动性，叠加其极高的股息率、极低的估值，是不错的防守性标的。

不过神华港股目前股价距离我们的估值已经很接近（甚至超过），可能需要谨慎乐观一些。

正文

Q：目前电价签订情况？

A：目前电价制定政策都已发布，包括方案、规则、通知等。近期批发、零售电价签订也会陆陆续续签订。不过浙江明确是2024年1月份签批发侧，2023年12月是在签零售侧（浙江这种先签零售再签批发算是一个特立独行的地方，即售电公司先和用户签零售，然后和发电侧签批发侧）。目前浙江省零售价加上容量电价约487元/MWh，2023年最高上限为498元/MWh，下降约1分钱/度电（因为有政府干预，实际还好于预期）。不过其他省份（尤其是较缺电省份），下降可能不会有这么多，因为浙江省算特殊情况。

年度长协电价其实受到年度供求的影响较小，而是更多受到煤价的影响。因为缺电的时段一般都是在7、8月（最多6、7、8月），以及冬天的12月，其他时间段不太会出现大规模缺电情况。

预计国内大部分省份可能都会像江苏省那样，大部分电厂考虑到容量电价收入的不确定性，可能会在电量电价签订时能往高签一点。电厂会考虑2024年能否拿到全年的容量电费（因年度、月度对电厂都要考核，而实际高温高压运行中发电机组全年下来可能会出现故障、检修等，不可能一点问题都没有，尤其是在迎峰度夏期间，这就可能受到惩罚，或者在月度申报容量时无法满格申报，比如1GW的机组因为检修故障无法申报1GW），因此签年度长协时会留一点空间。不过这个惩罚力度需要看各省能监办后续出台的具体实施细则，究竟是严格还是宽松，还需后续持续关注。跳机等故障是逃不掉的，但在非迎峰度夏期间有小的缺陷是否能够不计入惩罚范围还不确定（如果一定要计入惩罚范围，那影响就较大）。

Q：浙江省大概如何？

A：浙江批发电价不会涨太多，因为零售价已逐渐签订（目前零售价加上容量电价约487元/MWh，2023年最高上限为498元/MWh，下降约1分钱/度电），批发侧如果比零售侧还高，那么很多独立售电公司就会亏损。因此批发侧电价涨太多不太现实（比如度电涨1分钱），度电涨1、2厘钱是可能的，也是省级监管层乐于见到的。

实际上2024年浙江的方案变化较大，增设了售电公司的盈利上限。这个上限虽然是默认可以勾选可以不勾选，但用户基本上也都勾选了。因此可以理解为售电公司的盈利上限是度电2厘5（6%的利润率差不多就是对应2厘5）。当然实际上很多售电公司2厘5都做不到，可能就1厘多。

国家文件要求2024年6月前浙江省要开电力现货，但目前来看大概率也不会开，因为开了后7、8月份迎峰度夏期间价格一定很高。

此外，浙江省还加了一个月度的煤电联动的交易机制（年度长协占80%，这部分价格定死；剩下的20%为月度交易）。月度交易会每月根据上个月煤价定下一个月的电能量价格上限。这是第1次实践，不知道2024年浙江省会具体实践成什么样。理论上能涨能跌。其他省份暂时还没有这个机制（江苏省也只是鼓励根据煤价情况签合约），因目前看无论是发电侧还是售电侧都不太愿意签这样一种合约。

Q：怎么看江苏省2024年长协电价？政府干预力度大吗？

A：江苏省2024年长协电价基本上是市场化交易形成的结果。也说不上是超预期。

大家之前预期较低，可能就是容量电价刚推出时，国家能源局答记者问时提到未来电价将稳中有降，大家也就预计可能会显著下调。当然，因为煤电电价是电量电价+容量电价，电量电价虽降，但容量电价有补偿，而水电、核电、新能源等市场化交易部分的电价都不加容量电价，因此总体看是稳中有降。后面还开了几次全国范围内的容量电价的宣贯会，也提到煤电电量电价+容量电价和去年要尽量基本持平，不能增太离谱（如果电量电价持平，还加上2分钱的容量电价，就需要向国家汇报）。

因此当时预判江苏电价2024年是449元/MWh（因封顶价是469元/MWh，减去监管意见的20元/MWh）。12月11日开展挂牌交易，持续跟踪发现也差不多是450元/MWh。目前最终结果要好一点点（加权均价是452.94元/MWh，且不含容量电价），但因是无约束，后面可能因个别约束限制而有所下降（但不会很多）。

其中包括了绿电、核电交易。绿电因为容量电价受到了一定影响，为464元/MWh，同比有所下降，但不多（实际上目前绿电参与市场化交易的比例不高，可能不到5%；一方面是参与绿电市场化交易的需要是平价项目，另一方面则是平价项目不一定想参与，因一旦参与市场化交易就不能退回非市场化）。核电交易电价约446元/MWh，同比有所下降。

江苏省除了年度长协外，剩下的基本都是月度长协。不排除2024年会继续进行几个月的现货市场（即80%是年度长协，3-5%是现货，剩下的超10%是月度长协；2023年11月15日-12月15日开了一个月的现货，但并不是全部按现货结算；2024年现货周期可能拉更长）。

Q：2024年江苏省年度长协电价加回容量电价后超过了基准价的顶格，这背后是什么原因？

A：最终的加权均价452.94元/MWh，加上容量电价（测算约20元/MWh）后，超过了469元/MWh的封顶价，一是因2024年江苏省电力供应还是偏紧张，二是年度交易也和煤价联动较紧密，而目前煤价仍维持高位，三是电厂会考虑2024年能否拿到全年的容量电费（因年度、月度对电厂都要考核，而实际高温高压运行中发电机组全年下来可能会出现故障、检修等，不可能一点问题都没有，尤其是在迎峰度夏期间，这就可能受到惩罚，或者在月度申报容量时无法满格申报，比如1GW的机组因为检修故障无法申报1GW），因此签年度长协时会留一点空间。

Q：怎么看江苏省签约中售电公司多、一类客户少的情况？

A：一类客户可以简单理解为批发市场用户，主要是能直接和发电企业签约的大用户。当然这些大用户也可以找售电公司去代理签约。小用户就没有资格直接和发电侧签约了，必须找售电公司代理。

目前各省存在用户通过售电公司签约的趋势。2021年H2刚开始放开时，存在一些大用户直接和发电侧签约，但实际操作2年时间以来，大家发现自己签费时费力，签的价格也不一定便宜（目前主导权还是在发电侧）。因此目前大部分批发用户都跑到售电公司变成零售用户。各省都有这样一个趋势。

不排除后续可能会出现和发电企业抗衡的大型售电公司，孕育新的商业模式。国外其实很多这种模式。国外电力市场不存在发电企业垄断，售电公司成分也比较丰富，背景各异。售电公司给出的套餐也很多样化。因此，国外大部分用户都是找售电公司买电，而不是直接找发电厂买电。国内目前处于起步阶段，虽没有那么多花样，且存在发售一体的情况（售电公司相较发电厂议价能力较弱），但后续若现货市场放开，赚钱将不会那么容易，而是需要靠售电公司自己的能力（比如负荷预测做得好、对天气等状况预判好）去赚钱（而不是靠目前的发电资源）。

Q：内蒙古电力市场如何？

A：蒙东和蒙西中间有1个断面，分界比较明显，负荷中心价格高，发电中心价格偏低。有明显的区域特征。

蒙东地区受到关注不多，因用电量不多；但蒙西地区受到关注较多，因现货持续在开。

蒙西电力市场看起来非常开放，因大量用户侧、发电侧都参与市场化交易，新能源也是全电量参与市场化交易。不过蒙西有一个事后套利回收机制，大概就是如果在现货暴露过多（现货占比过多），超过5%，那么就按中长期价格来结算。因此实际上蒙西地区最终结算电费中中长期占比还是最高，现货占比还是较低。如果不看事后套利回收机制，那么其新能源结算均价能下降超30%，火电也能上浮20-30%（参与调节），因新能源现货占比高、波动大、峰谷价差大。但由于事后套利回收机制的存在，使得价格波动没有那么大。

后续蒙西地区电价能否好转，一方面要看煤价，另一方面要看全国范围内的电力供求（因蒙西地区是电力外送地区）。2023年H2全国范围并不是很缺电，12月下旬才出现全国性极端低温天气。最近交易情况，预计和2022年同期情况差不多，价格波动不会太大，因蒙西不是负荷中心，价格博弈没有那么激烈，同时还有现货、事后套利回收机制。

不过蒙西地区电价会更能反映煤价波动，因为现货市场活跃，且现货市场能直观反映出供需、煤价成本。当供需宽松时，则基本看成本进行定价，只要度电边际成本能覆盖，就会尽可能多发，而不考虑固定投资成本（广东也是如此），进而带动价格下降。这个价格反过来又会影响中长期签订价格。因此，蒙西不是强制说煤价波动多少，电价就波动多少，而是一个间接影响，即煤价影响现货电价，现货电价再影响中长期价格签订水平（主要是影响月度长协）。因现货电价是公开的，售电公司也能看到，并据此和发电企业谈判。

Q：事后套利回收机制是处于什么样的考虑？后续会逐渐退出吗？

A：回收机制是初期的一个机制，目前搞现货的大部分省都有，尤其是新能源大省较普遍。可以简单理解为其保护的对象之一就是新能源收益，因峰谷价差大（0-1.5元/kWh）。如果没有事后机制，新能源可能会出现大幅亏损，因新能源售电时是事前签合约，其不知道未来的用电发电情况，曲线预测也不准。虽然这个机制的目的不一定是保护新能源，但最终的效果是这样。

用户侧也希望尽可能通过中长期覆盖来使得现货少暴露一点。

因此回收机制是一个初期的保护机制。后续随着市场的成熟，会逐渐放开。当然目前并不是像国家说的那样现货占比有10%的放开比例，实际只有5%左右。比如广东市场现货开了很多年了，但2022年现货比例仍不足5%。目前各省也基本是这样一个比例。