引言：如何站在理性的立场判断长协电价的签订预期？再度来到年度电量电价长协签订与市场博弈之际，我们想对电价框架提出一些思考，并对市场关切的电量电价长协提出一些长期正确思路，以期弱化短期博弈，在火电季度盈利波动率下降之际，助力公用事业化的进程；关注火电从波动的度电利润走向稳定的单位装机综合利润。
　　拆解燃煤电量电价影响因素至发电成本、电力供需及竞争格局三方面。考虑当前我国中长期电价签订的发电侧主体仍以煤电为主，我们提出燃煤电量电价三因子模型：（1）煤价是核心但应弱化：各省燃煤标杆电价为按各省平均成本定价的，燃料成本占发电成本的60%-80%不等，近期煤价上下波动范围显著收窄，煤价逐步趋于平稳，叠加电量电价反应燃料成本的施政思路，我们认为此点可以短期弱化；（2）各地电力供需紧张/宽松程度是隐藏核心：我们发现多省煤电点火价差边际变动与利用小时数呈现较强的正相关性，因此高发电利用小时、供需紧张是最核心关注，且需判断未来更长期；（3）竞争格局是补充：跨电源品种来看，部分省份低成本水电占比高，同电源品种来看，部分省份煤电发电主体较为分散等，均较难支撑高电价局面。此外，我们依旧看好伴随火电逐步转型调节电源以及容量电价、辅助服务等机制的推进，进一步增强火电盈利稳定性，但本篇报告不做重点探讨。
　　未来展望：基于煤价三因子模型，分析长三角及鲁粤电价。（1）煤价方面，当前煤价企稳便于成本管控，可持续跟踪进口煤、库存等核心指标；（2）电力供需：需求方面，伴随产业升级趋势，六地中苏、浙、粤、徽电力消费弹性系数显著提升（映射需求增长或较为突出）；供给方面，综合考虑省内电量及外来电两部分后，发现江浙沪火电需求向上弹性最大、安徽高位保持；（3）竞争格局：从2023年数据来看，浙江具备火电装机集中度高（CR1达45%，且为省属平台）、但火电电量占比相对低（火电占71%、核电占17%）；上海、安徽、江苏、山东火电电量占比均超78%，前三者火电装机集中于省属+央企平台，山东集中于央企平台；广东火电装机主要集中于省属平台、CR3仅35%较为分散，且火电电量仅占73%（核电占17%）。综上我们认为，在当前煤价因子为共同影响作用下，安徽、江苏、浙江、上海四地电力供需及竞争格局均相对占优，山东竞争格局因子占优，广东未来电力需求有望高增。
　　火电盈利稳定性提升，公用事业化将至。煤电电量电价长协签订临近，关注三因素推演的长周期占优的皖能电力、浙能电力、申能股份、华电国际电力股份H、华能国际电力股份H、华润电力H等；关注预期差较大的广州发展。
　　风险提示。改革不及预期；煤价超额上涨；利用小时波动超预期。