电价政策展望专家交流第一期
在接下来的时间，我们会和大家分享电价政策展望专家交流的相关内容，一共有七期，大纲如下：
第一期：
专家从煤和电两方面来分享电价政策展望
第二期：
Q1：文件指引的是除进口煤以外，希望长协比例能够百分之百的覆盖。如果考虑30万吨产能煤矿的供给能力，您认为还是有一些小缺口在，您是怎么看未来一年的长协比例执行价格的过程？明年您认为煤炭供给可能持续放得比较宽，会不会带来一些价格往下走的趋势？会不会最终煤炭的价格比长协定得还低？
第三期：
Q2：这次煤炭的长协价格机制出来以后，以市场传的700或是700附近的价格中枢，火电公司的利润能大概做到多少水平？火电公司如果发现自己的收益不好，会不会通过省间现货市场寻求更大的收益？
第四期：
Q3：电网除了输配电价以外，还有什么样的收入？有什么电网可以自主的部分？
Q4：他的模式和天然气输气管网那边是不是一样的？
第五期：
Q5：电价更自由市场化的过程，可能还是需要有容量电价和调峰电价两项，目前距离还有多远，时间和条件上还差什么东西？
Q6：调峰的思路是先把供应做上去，再出法规把需求要求起来，如果硬性要求调峰需求，供应煤价格太高，导致系统不太承受，是不是这个思路走？
第六期：
Q7：明年底有目标吗？
Q8：接下来怎么调和省的政策对调峰、火电、新能源，可以让大家目标一致走？
Q9：交易的不仅仅是电，也包括绿证和调峰的因素？
第七期：
Q10：能不能讲一下电力长协是什么样的机制，包括年度长协和月度长协的比例。
Q11：现在煤价700对应之前535是涨幅，对应电价涨价20%。煤价长协到了850上限的时候，电价突破不了20%，煤电企业是不是还是大面积亏损的？
今天和大家分享第一期：
专家从煤和电两方面来分享电价政策展望
从煤的角度来说，前期无理性的涨，更多是受国际的影响，不是国内的问题。就中国来说，电力自给率是完全可以满足的，尤其是煤电，自给率98%，只用了一些国外廉价的优质煤。过冬，没什么问题。煤价前期那么高，能压到什么程度？12月份现货800多，现在中长期达到700多可以接受。
电的角度，前段时间流传最好600到800，最后出来了700，刚刚合适。700到底高还是低？30块钱煤价相当于1分钱的电价，这是煤耗折算出来的。从535到700，增加不到300元的价格，对应的就是电价增长20%的浮动联动。全国平均20%电价加下来，应该是在7.5到8分，有的省份是9分，有的是7分，平均下来是8分左右。所以，这次涨了700元已经对冲电价上涨20%。如果电价没涨，煤价也会回到535的位置。从目前的政策来说，相当于发电企业回到了原来的电价和原来煤炭价格的535。
本次意见稿跟2017年煤电联动的文件从形式上差不了太多。这次打回了高幅增长的状态，是和上次区别的地方。上次确定535到550、560的区间是绿色区间，560到580是黄色区间，580到600是红色区间，当初按这个区间目的就是为了给政府系监控权，黄色的时候该警告大家不能再涨了，红色的时候可以压了。但这次的文件没有绿色、黄色、红色，压还是要有以法为依据，市场为手段。在今天的市场环境下，尤其是电力市场已经逐步扩大了，基本上用电企业都进市场了，用行政的方式压，电价不能压反而更加麻烦。
第二点，这次的煤炭价格实际上是长协，全年的。又补充了月度的，这次的补充跟电力的月度中长期协议对应了。用电变化很大，尤其是月度之间和每天之间，不可能一下子签一年，所以月度、季度、周、递减一天之前形成的中长期合同，都是中长期合同。逐步逼近、调整，最后按递减一天之前的形成合同。中长期合同跟煤炭相对应，这次煤电联动体现出滚动的概念，电力月度仍然叫中长期，煤炭也叫中长期，月度怎么滚动？基本价格已经锚定。
明确每个月用四个价格指数，平均下来根据这个指数进行调整，而这个指数中真正的内涵是75%用的是长协价格，15%到20%是现货价格，这么组成一个价格指数。现货哪怕滚动幅度比较大，被当月的价格指数平均以后影响力也远远小了，所以月度中长期煤炭价格的波动性也不会太大，基本上在700左右上下浮动。而这四个指数中，刚开始做的时候没有把电力加进去，电力的指数也是后面建立起来的。秦皇岛下水煤、中电联指数，这两个指数站在不同的角度。
中电联是发电侧买动力煤买方买的价格，秦皇岛指数是卖方，这是买方和卖方的平均值，保证合法性和客观性。这次月度调整的机制我认为也是趋向相对稳定，而且里面有一句话:平均下来的指数，每吨涨了一块钱，联动的时候涨五毛钱。意味着煤价的联动要更加平稳，不能完全随着价格指数随便动，随便动的波动性更大。说明明年的月度波动性也不会太大。但是这次要求中长期签约签的时候，把12个月的煤炭分解出来。
过去，到月度紧张的时候，他就不给你供煤，除非再加价才给你，尽管是中长期煤，但是用不上煤。这次全年的煤中长期合约必须分解到月度。这个原理又跟电力中长期的月度相结合了。电力的中长期合约要求一个是价格、一个是电量，电量要分解到月度甚至要分解到每天的曲线，至少保证我月度可以解决。保证月度不至于无理的调整，2月份煤价低了我不给你了，8月份才给你，现在用这个方法又控制住了，从煤炭的角度来说更加清晰了。
第三，这次的执行情况怎么样？用了信用中国，用户侧、送电公司、发电公司已经进去了，这是国家信用平台，电力市场都要在信用中国里。煤炭企业也要求进入信用中国。如果违约，在信用中国的信用就不行了，以后很多事情都做不了。现在煤炭企业1/3-1/2都是国企，他们也不敢在信用中国违约，履约应该比过去好得多。过去如果违约了或是不签合同就不给车披，通过铁路绑起来，运不了就用卡车运。现在没签合同不给车披，不太像市场，我认为这次柔和处理完全符合市场化，这是好事。
对下一步的看法怎么看？这次电价是刚刚确定的。国家确定20%的涨幅，这个幅度弥补前段时间煤炭价格大涨，实际上也是为了2022年签订中长期合约，跟煤炭签订合约也确定了锚定的概念，有了这个，明年基本按照这个数值进行考虑。这样的话煤炭企业用700元签订合同，对应的就是涨20%电价。明年涨不涨？我认为不会涨。因为刚涨了，电价是全系统的工程，还要考虑到用户侧的用电成本，终端制造业的成本增加要慎重，李总理对制造业看得很重，这是中国的立国之本，不允许电力价格玩命上涨，这次是通过努力才涨了。这种情况下刚刚确定的价格方法，不可能再浮动。实际上涨了20%的电价和煤炭的700元实际上是对冲概念，相当于当初的535元的价格。所以，对发电企业来说，应该说保持的原来的运行态势。
发电企业也有它的好处。
第一，明年电力市场规模扩大，从12月1日，有的是2022年1月1日，要求所有用户全部进市场，之前高耗能进市场，别的没有进。当初的煤电企业70%多进市场，用户只有40%多进市场，两者不对称，导致用户电价跌，亏损得更加厉害。现在所有用户进市场就可以形成真正的价格，中长期协约全面性签订，用年度月度的来进行调整。在此基础上，有12个省份今年年底开始要进入到现货。而现货的峰值价格暂时没有封顶，如果发电侧和用户侧签合同的时候，处理得好最高价格就可以拿回来不少作为补贴。澳大利亚有一个机组突然坏了，整个系统缺电，有的机组通过现货涨十倍。中国暂时不会允许涨十倍，但通过现货市场灵活性可以拿到较高价。
第二，分时电价是配合涨20%的分时电价。分时电价指的是季度之间的分时，特别是云南、四川这些水电大省，存在一年中的枯水期，枯水期煤电价格高于丰水期。如果订单还不错、运作得好的话，就会比涨20%的效益高一点。月度之间、天之间都有分时电价，如果把握好的话就可以把高峰电价拿到。峰和谷的电价没调之前是1：2.5（全国平均），现在允许3.5甚至到4。这个价差拉大的目的就是为了压低高负荷、节省发电资源，尽量减少供需矛盾，这就是最好的方法。在这个基础上如果出现极端天气，那天40度，同时启动空调，导致尖峰负荷。尖峰负荷在原来的峰谷差价基础上还可以涨20%甚至25%。因此尖峰负荷如果灵活拉上去又可以赚钱。
第三，发电侧角度更欢迎高耗能，高耗能用电比较平稳、波动性小，意味着辅助服务备用小，也就是说给他供电的成本低。但是为了节能减排、为了能源转型和产业转型，一些淘汰的高耗能这次明显要求他的用电价格是高的，而且每个省有一个水准线，达到这个标准可以按照平常的高耗能价格，如果没达到要加价，这是中央规定的。加价幅度不是20%，各地政府都有指导价，有的是涨30%，有的涨40%，这个涨出来的空间也是发电公司的。所以在电力市场过程中发电公司是有利好的。
在这种情况下，煤炭也做好准备。这次签订合同要求30万产能的煤炭企业80%全覆盖长协。据我了解，30万规模的煤炭产能覆盖80%可能还缺一点，这种情况下可能签中长期合约会涨涨价，但这是暂时的。今年下半年先进产能快速释放，已经释放2.5亿吨，这2.5亿吨是紧急情况下的紧急释放，今年的缺煤是特殊情况。平常年用电增速不会那么高，疫情开始逐步缓解了，订单也没那么多，用电增速趋于缓解。风电不像今年这样没了，水电也不至于枯水，水电、风电就可以正常发力，没增长那么多的情况下，煤电的需求就不会像今年这么旺盛。再加上现在双控和双碳要求煤电降低比重，同时降低发电量本身。前两年煤电发电量一直都是负增长的，这次的煤炭矿产产能一下子增加这么多，意味着如果明年是正常年份的话，煤炭的供需是相对宽松的，价格就不会大幅往上涨，同时中长期，月度的锚也在。
电价政策展望专家交流第一期就分享到这里，明天和大家分享第二期的内容：
Q1：文件指引的是除进口煤以外，希望长协比例能够百分之百的覆盖。如果考虑30万吨产能煤矿的供给能力，您认为还是有一些小缺口在，您是怎么看未来一年的长协比例执行价格的过程？明年您认为煤炭供给可能持续放得比较宽，会不会带来一些价格往下走的趋势？会不会最终煤炭的价格比长协定得还低？
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