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

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