会议要点

1. 山东电价新政解析及影响

山东省容量补偿电价下调，实际通过峰谷电价调整后，电厂总体收益并未降低，用户承担费用略有上涨。

容量补偿下调是为了避免用户电价上涨过多而引发不满，保持在用户可接受范围内。

山东省作为现货试点，其他省份可能会参照其容量补偿与峰谷电价政策，增加电网调度对火电厂的可控性，支持火电厂与新能源协调发展。

2. 山东新政下的容量电价解读

山东省已经按照0.3748元/千瓦时顶格签约完毕，售电公司与用户之间的合约已完成，当前执行的电量电价已上浮20%，短期内电量电价不会有变化。

容量补偿费用从0.0991元下调，尽管容量电费部分下降，这不会影响电厂的总体收益，因为电量电价有上涨空间可以补偿这一下调。

自容量补偿电价单独分出之后，其实已经与交易电价无直接关联，因此修改容量补偿费并不改变电厂交易电价的结构。

3. 山东容量电价政策解读

山东新政不会导致电量电价短期内下调或上涨，售电公司与用户已定价，不存在上涨空间。

2026年前，容量补偿费用预计会上涨，但年内外用户不承担额外电费，电厂未受损失且无加价理由。

政府目标防止用户过度加价，系统运行含分时费用，分股清算损益直接给予火电厂，以保障火电收益。

4. 山东电价新政影响评估

山东省容量电价新政并没有给风光等增加负担，此前已存在峰谷清算，但新规正式将其纳入系统运算费用。

山东省电价政策旨在防止用户电价过高涨，而非降价。2024年，用户终将感受到用电成本小幅上升，但影响不大。

总体而言，全国火电电价预计略微上浮10%到16%之间，山东和江苏除外，云南可能略降，广东已宣布降价。

5. 山东容量电价新政影响评估

山东分布式光伏的问题主要在于电网接纳能力不足，先前有不允许新分布式光伏接入电网的说法。现有分布式光伏未受影响，11月电价上涨非主要因为分布式光伏。

山东售电公司盈利水平在2023年有所提高，市场结构调整后剩余的售电公司盈利能力得到增强。未来各省售电公司可能会根据山东的模板，采用无一口价、按用户用电曲线定价的策略。

山东和广东售电公司的盈利水平存在差异，广东由于电价体系结构不同，售电公司盈利水平普遍高于山东。

6. 山东电价新政下售电分析

售电公司的定价受电厂价格机制影响，电厂降价后售电公司才会跟随降价；民营售电公司很少主动降价以避免风险。

售电公司无法通过电量优势倒逼火电厂降价，即使接入了大量电量的客户，仍需按市场价格采购。

售电公司盈利重点在于选择优质客户，通过客户用电曲线匹配降低风险并提供竞争力价格；光伏户因曲线波动大导致在售电市场中吃亏。

Q&A

Q：山东容量电价新政的主要内容有哪些？会对电厂的容量补偿费用产生怎样的影响？

A：山东省的电量电价已经确定，并且与售电公司和用户之间的合约也已经签订完成。目前山东省执行的电量电价已是上浮20%的顶格状态。至于容量补偿费用，虽然经历了下调，但实际上电厂并不会因为容量补偿费用的变化而吃亏。这是因为后者已经与交易电价分家，单独成项，且没有必然的联动性。

Q：现在的电量电价是多少？未来有可能上涨吗？

A：山东省目前为止执行的电量电价是0.3748元，已经上浮20%，顶格执行，因此纯电量增加的情况下电价没有变化。未来电量电价是无法上涨的，因为它已经达到国家规定的上限。所以即使容量补偿费用下调，也不会影响现有的电量电价，目前签约的交易电价是不会再变的。

Q：容量补偿费用下调后，电量电价是否会合理上涨？

A：尽管从理论上讲，容量补偿费用的下调可以为电量电价上涨提供空间，但实际情况中，由于电量电价已至顶格，即已上涨20%，因此没有再上涨的可能性。也就是说，容量补偿费用的下调不会带来电量电价的上涨。目前也没有实际操作中遇到电厂提出电量电价上涨的情况。

Q：山东容量电价新政的整体影响如何？

A：山东容量电价新政整体上没有导致电量电价下调，也没有上涨的空间。由于售电公司与用户已经签订了价格协议，价格无法上调。从政策导向来看，明年用户的电价水平很可能是微量上涨，最终这部分费用会以系统运行费的形式转嫁给火电电厂，而电量电价的上涨是不会被允许的。因此，可以预期今年及明年电量电价基本不会上涨。

Q：山东省容量补偿新规对火电电厂有何影响？

A：新规中提到的容量补偿费用实质上从用户收取的一部分费用转嫁给了火电电厂，这样做主要是为了考虑用户侧的感受防止他们承受突增的电价。虽然容量补偿费用有所减少，但是由于有分时策略的实施以及其他补贴，使得火电厂并没有受到大的财务损失。其中，补贴的计算与装机容量和交易电量相关，容量补偿费用下降的部分将通过系统运行费用的方式补偿给电厂，确保电厂的收益仍然得到保障。

Q：山东省推行容量电价新政的主要目的是什么？电厂的电价在新政下有无变化？

A：山东省推行容量电价的主要目的并不是降低电价，而是为了刺激火电电厂的装机容量，同时防止用户因电价过高而负担过重。在政府的推动下，今年的电价谈判并没有表现出降低电价的意图，相反是为了保持电价稳定。对于火电方面，今年的电价与去年2324年大体相同，可能略有上升。电价实际上要略涨一点点，但对用户而言并没有明显的感觉变化。

Q：系统性费用（峰谷清算）在今年是否有变化？

A：系统性费用就是所谓的峰谷清算，它在今年并没有增加新的负担。峰谷清算以前就存在，只是最近被纳入到系统运行费用中。新的政策没有给风光增加新的负担，对他们来说是利好的，因为用户会多支付一部分费用，而且包括售电公司在内的其他主体无法承担这些成本，因此变得很显然是用户买单的情况。

Q：用户对新政的电价有何看法？他们的用电成本会变化吗？

A：到目前为止用户对新政还没有什么意见，因为2024年新政还未执行，签约只涉及交易电价，用户并不知道容量电价的改变最终会对自己有何影响。山东省容量补偿电价相应降低了2分8厘6，这个降价是经过仔细测算的，所以即使系统运行费用有变化，对用户来说也不会过于明显或激起强烈反应。最终用户可能会发现明年的用电成本会略高于今年的成本，但涨价幅度不会太大，因为其他费用如政府性附加基金和输配电价是固定的，不像系统运行费用那样浮动，并且用户对于每月浮动的费用已经有了一定的适应性。

Q：山东省分布式光伏的上网问题怎么看，以及该省在电网接受能力方面有何态度？

A：山东省分布式光伏自发自用是可行的，但由于电网的接纳能力有限，在售电到网上时存在一定压力。虽然没有明确指示制止接入网格，但在实际操作中，受到了影响。关于11月份电网电价上涨的问题，并非主要由电网压力导致，因为气垫率很低。新发展的光伏项目可能会面临更大阻力，尤其是山东省计划实施的强制配储政策，这可能要求在未配足足够储能容量的情况下限制上网能力。

Q：山东的电价政策确定后，您对山西的电价情况了解多少？公司是否会考虑采购外省的电力？

A：山西省作为一个发电省份，其电价状况与山东不同。山东广泛接触了，广东省等地电力短缺。跨省购电方面，山东自2018年以来购买跨省电力成为可能，由政府提供名单来限制那些用户有资格购买。但在现货市场开展后，跨省电力不再作为单独项目存在，因此在现货市场内，所有的电价基本一致，用户无法体验到跨省电力与当地电力的区别。

Q：您怎么看待山东的售电公司，尤其是除去电厂本身的售电公司，其盈利水平如何？

A：2023年售电公司的盈利水平有所提高。尽管起初存在亏损，但经过售电公司的内部操作如修改用户价格等，盈利实现增长。可以观察到山东省售电公司的数量有所增加，从100多家经过市场淘汰减少到60多家，而后又增至近100家，说明售电公司的总体盈利是在提升的。现货市场的引入给售电公司提供了盈利机会，售电公司开始挑选优质客户争取更高的利润。2023年的盈利水平高于以往任何一年，预计其他省份在开通现货后亦会按照山东模式运作，强化一事一议的定价策略。

Q：与其他地区售电公司相比，2023年度电盈利水平会是怎样的？比如山东与广东的售电公司对比结果如何？

A：整体来说，广东的售电公司盈利水平会高于山东，因为广东的交易电价本身较高。尽管广东电价已降至大约4.7分，而山东则为3.74分，基数较大的省份浮动赚得更多，但这也取决于价格签订时的判断正确与否。因此，还存在未能确实赚取价格差额的可能性。

Q：售电公司在山东容量电价新政下的生存之道是什么？他们在价格机制上是如何操作的？

A：售电公司的生存之道在于跟随电厂的价格机制进行操作。电厂和售电公司的行为最终决定了电价。一般情况下，是电厂售电公司先降价，然后民营售电公司才会跟进。民营售电公司很少主动降价，因为这样做有风险，如果他们签订了低价合同，而电厂的价格依然很高，他们将面临亏损的风险。只有当电厂降价后，民营售电公司才会根据市场走势调整自己的报价来竞争客户。例如，若电厂售电公司从490元降至473元，其他售电公司就可能考虑将其价格定在475元或者相同的473元。售电公司大小不同，在向电厂要求价格时，并不能真正影响电厂的报价，即便是达到了100亿的电量，售电公司仍然难以反向影响电厂降价。在业务操作上，售电公司更多的是通过选择优质用户获得足够的收益，而非在电厂这一端获得价格优势。

Q：光伏户在山东售电市场上为何处于不利地位？

A：光伏用户在山东售电市场上吃亏主要是因为它们的电力输出曲线波动太大，导致售电公司难以给出低价。由于光伏在低电价时段可能已经满负荷发电，即使电力过剩，也无法被视作优质用户。一旦给出低价，一旦出现缺口，售电公司就会面临亏损风险。因此，光伏户通常得到的报价会高于24小时正常供电的用户，这也使得光伏户的成交价格较高。总而言之，光伏户因其电力曲线的高波动性以及在低价时段的过量发电，成为一个典型的亏损模式，很难在现有市场机制下获得利益。