双周专题会议行业观点更新20251130

2025年12月01日16:21 关键词 沿海城市储能装机量火电现货市场煤价年度长协独立储能收益率电网侧储光伏风电地方政府央企投资折旧期新能源场站设备厂商电站投资核电 全文摘要 近期沿海城市在中长期定价签约谈判中，聚焦于零售侧的售电公司与用户间合作，批发侧谈判暂未启动，电价趋同反映用煤成本与运费差异小。储能产业调研显示，尽管政策变动，新能源场站对储能的需求持续，但储能设备厂商与地方政府投资态度各异。建议关注火电行业中长期合约价格，预计价格稳定，推荐华东华电等公司。 双周专题会议-行业观点更新-20251130_导读 2025年12月01日16:21 关键词 沿海城市储能装机量火电现货市场煤价年度长协独立储能收益率电网侧储光伏风电地方政府央企投资折旧期新能源场站设备厂商电站投资核电 全文摘要 近期沿海城市在中长期定价签约谈判中，聚焦于零售侧的售电公司与用户间合作，批发侧谈判暂未启动，电价趋同反映用煤成本与运费差异小。储能产业调研显示，尽管政策变动，新能源场站对储能的需求持续，但储能设备厂商与地方政府投资态度各异。建议关注火电行业中长期合约价格，预计价格稳定，推荐华东华电等公司。同时，核电和水电在电力市场改革中存在机遇。摘要涵盖电力行业价格谈判、储能市场分析及未来电力市场趋势预测和投资建议。 章节速览 00:00沿海城市定价与储能行业调研分享 分享近期沿海城市中长期定价谈判节奏及可能范围，强调尚未正式签约。同时，讨论近期在储能产业的线上线下调研与深度思考，指出这些信息可能对后期储能装机量有启发。行业行情回顾显示，本周公共事业板块涨幅跑赢沪深300指数，秦皇岛港动力末煤价格较上一周下降18元，较去年同期低4元。 01:06沿海城市电价趋势与交易规则分析 沿海城市电价正逐步趋同，受煤炭成本和跨省交易影响。中长期市场与现货市场正融合，现货比例增加，高频交易品种增多，年度签约比例可能下降。今年长中长期比例可能继续减少，现货比例扩大，高频交易签约比例上升。 04:32火电企业如何应对电力市场变化 火电企业在现货市场中报价策略的调整，以及年度长期签约量的锁定，有助于其在煤价上涨的情况下保持固定盈利。通过增加交易灵活性，火电企业能够更好地应对应对市场波动，包括现货比例的扩大和高频交易电量的增加。此外，对于价格下线的省份，如广东和广西，火电企业可以通过中长期签约和现货比例的综合考量来调整价格谈判策略。总体而言，火电企业应转变悲观观点，利用市场变化带来的有利条件，提升盈利能力。 08:14储能行业现状与独立储能需求解析 对话探讨了储能行业装机量放量原因，指出即使136号文取消强制配储，实际项目中仍需配置储能以增加竞争力。此外，分析了独立储能需求背景，强调其原为电网侧储能，但现因政策调整不再计入电网有效投资成本。 10:18光伏与储能投资趋势及地方与央企态度分析 讨论了光伏与储能投资在地方政府和央企间的不同态度。地方政府因光伏装机意愿下降，转而鼓励储能投资以提升效益；央企则对短期收益率高但中长期稳定性不足的储能项目持审慎态度，更倾向于风电和光伏配储。电网对独立储能投资持积极态度，因其不计入成本，地方政府亦因扩大投资规模而支持。整体呈现新能源项目配储需求未减，仅形式转变，且独立储能投资受到电网和地方政府的双重推动。 12:41设备厂商在电站投资中的角色与风险分析 对话讨论了设备厂商在电站投资中的多重角色，包括设备销售、项目投资及运维等。重点分析了设备厂商通过杠杆投资电站的收益与风险，特别是三年内收回本金的快速回报模式面临的挑战。此外，还探讨了设备厂商可能面临的收益率未达预期时的兜底责任，以及行业未来可能存在的无效投资问题，强调了投资筛选和谨慎态度的重要性。 15:19火电、核电与水电市场分析及投资建议 会议讨论了火电、核电和水电市场的当前状况及未来趋势，指出火电悲观预期已基本释放，收益率有望保持稳定；核电交易价格不会无限期下降，预计后期将有逆转；水电成本低，市场表现平稳，重点推荐云南地区的华能水电及长江电力。建议投资者关注相关领域，会议结束时邀请后续交流与预约线上会议。 思维导图 发言总结 发言人1 他在本次会议中主要分享了两大主题内容。首先，关于沿海城市的中长期定价签约谈判，虽谈判尚未正式开始，但电价已逐步趋同，主要受用煤成本和跨省交易的影响。其次，讨论了储能产业的调研成果，指出市场存在结构性差异，强调投资趋势。他回顾了电力行业行情，分析了火电、核电、水电等电力类型当前状态和未来趋势，特别呼吁关注火电和核电的投资机会。最后，他总结了市场趋势，并鼓励大家关注电力市场动态，欢迎提问和后续讨论。 问答回顾 发言人1问：近期沿海城市的中长期定价签约谈判的节奏和大致范围是什么样的？ 发言人1答：目前沿海城市的中长期定价签约谈判还处于零售侧（售电公司与用户侧）签约阶段，批发侧尚未开始。今年的特点是沿海城市之间的价格逐步趋同，因为它们的用煤成本和运费差异较小，预计随着跨省交易和现货市场的开通，价格会更加接近。中长期定价签约的具体价格可能在每千瓦时0.35元至0.36元左右，甚至更低，但最终签约结果需要关注合作细节。 发言人1问：在交易规则上，中长期市场和现货价格市场的关系如何？ 发言人1答：未来的中长期市场和现货价格市场将趋向融合，中长期交易规则正朝着缩小与现货价格差距的方向调整。具体表现为扩大现货交易比例，减少中长期交易占比，并增加高频交易品种，使中长期多品种交易综合价格更接近现货价格。 发言人1问：年度长协量和中长期比例的趋势如何？ 发言人1答：根据国家能源局要求，年度长协比例应达到80%到90%，但实际执行中很多省份达不到这一目标。今年的趋势可能是长中长期比例继续下行，现货比例扩大。年度长协签约量可能会有所下降，而高频交易部分的中长期签约比例则会上升。 发言人1问：火电企业在当前环境下如何判断电价并保障盈利？ 发言人1答：在电价谈判签约过程中，火电企业处于相对强势的地位，尤其在现货市场中，火电的报价策略会影响其平均报价水平。年度长期签约虽然固定了部分营收，但火电企业更应关注在电力市场中火电的报价地位和策略上升，以增强交易灵活性和盈利基础。即使现货比例扩大和高频交易增加，火电企业的固定盈利幅度不会受到太大影响，反而可能增加交易灵活性。 发言人1问：火电行业在当前煤价和电价调控下，是否能够应对成本压力？ 发言人1答：火电行业目前在基准上浮20%的情况下，通过调整策略和现货部分的补充，能够应对煤价上涨带来的成本压力，只要煤价不回到21年和22年的水平，火电企业基本可以承受。因此，大家无需过分担忧火电行业的经营状况。 发言人1问：下线问题上，有哪些省份受影响较大？ 发言人1答：下线问题主要影响广东和广西两个省份，它们是基于中长期合约比例与现货比例综合考虑后，下浮20%附件区间内谈价格的地区。今年来看，谈判签约可能仍会按照原规则进行，而从目前广东和广西的价格下浮情况分析，其价格也反映了中长期和现货比例的综合影响。 发言人1问：当下火电行业的中长期签约与现货比例有何变化？ 发言人1答：当下火电行业的中长期签约与现货比例有所调整，沿海地区的年度中长期价格有继续下行的可能性。尽管如此，灵活度较高的电量部分签约量在上升，这为火电企业在价格谈判中提供了更有利的条件。 发言人1问：储能市场放量的原因是什么？ 发言人1答：储能市场的放量主要在于竞配过程中，尽管136号文取消了强制配储要求，但在实际的新项目招标和竞配过程中，装机单位仍存在较高的配储要求，且以投资额大小作为竞争指标，导致装机量中配储比例持续存在。 发言人1问：独立储能需求为何会增加？ 发言人1答：独立储能最初被称为电网侧储能，其位置和调度主体都在电网侧，但政府意见稿规定储能不计入电网有效投资总成本。因此，地方政府在光伏装机意愿下降的同时，意识到储能项目的投资积极性较高，并愿意为此提供支持和提升效益。这促使地方政府积极推动独立储能项目的建设，而央企对此持审慎态度，认为短期收益率虽高，但中长期看收益率可能下降，与央企追求长久期稳定资产配置不完全匹配。不过，由于地方政府需求、电网需要以及设备厂商和省属平台的参与，导致独立储能领域出现结构性投资差异。 发言人1问：在新能源场站新建项目中，配储是否仍然存在，并且它的变化是什么？ 发言人1答：配储并没有消失，而是转变为另一种内转型方式。同时，电网对独立储能的态度更加积极，希望第三方投资，因为这部分成本不计入电网成本中，地方政府愿意做这个事情以拉大整体投资规模。 发言人1问：设备厂商在当前市场中扮演的角色是什么？设备厂商通过投资电站能获得哪些收益？ 发言人1答：设备厂商不仅销售设备，还涉足项目电站投资。关注点在于设备厂商投资的项目电站资产是否由其全资持有，以及是否存在以杠杆形式撬动电站投资的情况。设备厂商可以通过投资电站赚取三类收益：一是ETC补贴；二是设备销售的钱；三是项目运维的钱。但长期来看，由于对电站投资模型的收益测算和回收本金的要求，需要保证一定的定价差。 发言人1问：央企在投资电站时为何表现谨慎？ 发言人1答：央企谨慎是因为关心能否维持三年的投资回报期及之后的处理方式，而非追求短期快速回报。设备厂商带杠杆资金参与项目时，若实际收益率未达预期，可能会采取各种兜底形式来保障收益。 发言人1问：当前电力市场中，对于火电、核电和水电等领域的投资建议是什么？ 发言人1答：在当前市场环境下，建议关注火电板块，尤其是华东华电，因为年度签约价格和交易规则更新的悲观预期已基本释放，中长期来看，火电收益率有望保持稳定。此外，核电方面推荐中国核电，因其交易价格有望随成本线逐渐回升；水电由于成本较低，在电力市场改革中受益，整体情况平稳，如华能水电和长江电力等云南地区的水电站值得关注。