在上一次研究长江电力的文章中，我们提到长江电力的商业模式可以简化为"售电量"和"实现电价"这两个指标。

这里的实现电价，本质就是综合上网电价，其测算模型为：

综合上网电价 ≈ 计划电比例 × (落地省燃煤基准价 − 输电价格 − 线损)
+ 市场化中长期比例 × (年度/月度协议价)
+ 市场化现货比例 × (受电端日前/实时边际定价)

要知道，长江电力60%-70%的收入来自计划电。计划电的价格，不取决于水电自身的成本（水是免费的），而是锚定用电省份用煤发电的成本。这一开始听起来有点不可思议，可能还绕口。其实这好理解，因为我们国家主要还是煤电，所以煤电成本相当于一个基准。当初三峡大坝的时候，国家在"西电东送"的框架下出了一个购电协议。当时基本只有煤电，所以那个价格就很自然挂钩煤电了。所以，煤电成本上涨，它跟涨；但如果电力过剩、市场价大跌时，它不会跟随现货价格暴跌。这是一个天然的"抗通缩"设计。本质上，计划电的量和价是绑定的，拆开分析没有意义。

简单说，各用电省份的煤电（也叫火电）成本，才是计划电电价真正的锚。我们当然也可以继续拆分为煤价、折旧、财务费用、人工等。这里最核心的就是煤炭价格，准确说是动力煤价格。这个影响计划电电价。

这方面值得分析的地方，并不多。

第一个关键变量是年度/月度协议价

为了控制风险，长江电力大部分市场化电量是通过中长期合同锁定的。不同于现货市场的匿名竞价，中长期协议是发电企业（比如长电）与购电方（大用户、售电公司）在场外通过双边协商或集中撮合形成的远期合同。为啥？对于长江电力，通过锁定大部分电量的售价，可以规避现货价格暴跌的风险，确保现金流的可预测性。对于用电大户，可以锁定未来的用电成本，规避现货价格暴涨的风险。这部分占长江电力25-30%的电量。

为什么他们又要拆分为"年度/月度"呢？这是给双方一个根据市场调节的机会。年度协议，通常在年底前锁定次年大部分电量。这个价格反映了市场对未来一年供需格局的判断，剔除了季节性噪音；月度协议价，根据实际运行月临近，天气预报、燃料库存、机组检修等新信息来调整。所以，很多交易员把这两者的差堪称实际电力供需基本面的一个反应信号。如果月度价持续高于年度价，说明现实供需正在趋紧。

剩下现货市场

这部分大概占5-10%的发售电量。占比不高，但是弹性很大。

很多人对现货市场的机制理解反了。电力现货市场的规则是，所有中标者，无论你自己的报价多低，都统一按"最后一度电"的价格结算。这最后一度电，往往来自一台成本极高的燃气机组。简单说，按成本高的来。所以，长电的边际成本可以认为是零，所以长电在绝大多数情况下，是价格接受者。它的报价策略极其简单：报极低价，确保自己绝对能中标，然后接受由火电成本决定的统一价格。不过，这个前提是，你得有很强大的调节能力，在特定时点特定用电量你能提供出来。

这个前提很重要。因为电力市场有个严苛的偏差考核机制。如果你在日前市场中标了，就等于向系统承诺："明天的15：00-15：15，我能发100万度电。" 如果到了那个时刻，你只发出来了80万度，那么缺的20万度电，你必须以当时的"实时市场价"向电网买，补给你的客户。而这个用来惩罚的实时价格，在供需紧张时，可能是你中标价的几十倍甚至上百倍。这个时候，你不仅不能赚钱，还可能倒赔钱。

风光一般不太敢这样。因为风光有零成本，但没有"特定时点"的调节能力。中午光伏大发时，它能提供电，但这是低电价时段；晚高峰电价最贵时，太阳却下山了。它无法把中午的光挪到晚上来发。这个场景下，水电有优势。长江电力通过六库联调，能在光风水资源充裕、电价低廉的时段，把水存起来，然后精准地在电价高昂的晚高峰，瞬间释放出来，兑现那份超高价格的承诺。