市场对2025年煤电长协电价下行风险的担忧正在升温。国泰君安最新研报通过多维度的政策与市场分析指出，2025年长协电价下行空间有限。从政策端看，地方政府降低工商业用电成本并不等同于压降煤电长协电价；从市场端看，2024年用电量维持7.9%高增、煤电装机增长缓慢、市场煤均价降幅收窄至10.5%，电力供需偏紧格局尚未逆转。2025年长协电价下行幅度不会显著高于2024年，长三角等区域甚至有望优于全国均值。
2025年长协电价展望：下行幅度有限，区域分化明显
国泰君安预计2025年煤电长协电价下行幅度与2024年降幅近似，区域分化明显。从市场交易维度看，煤电长协电价主要受燃料成本及电力供需格局影响。结合2024年部分省份披露的长协电价及上市公司煤电电价数据，2024年全国各省平均长协电价（考虑容量电价后综合电价）同比下降幅度低于0.01元/千瓦时。在2024年市场煤价同比降幅低于2023年、电力供需偏紧格局尚未改变的情况下，2025年长协电价下行幅度不会显著高于2024年。从区域看，上海、江苏、浙江等长三角省份2024年用电量增速分别达+8.5%、+10.3%、+10.6%，但装机增速仅-1.0%、+4.0%、+5.3%，供需偏紧格局下长协电价下行压力弱于全国均值。
表：2024年部分省份长协电价变动及2025年展望| 省份 | 2024年长协电价同比 | 度电折容量电价 | 2024综合电价同比 | 2025年展望 |
|---|
| 江苏 | -2.9% | 0.022元 | +1.8% | 下行压力弱 |
| 广西 | -8.8% | 0.035元 | -1.6% | 中性 |
| 广东 | -15.9% | 0.024元 | -11.6% | 压力较大 |
政策端：降一般工商业电价≠降煤电长协电价
市场普遍将地方政府“降低工商业用电成本”等同于“压降煤电长协电价”，国泰君安认为这一逻辑存在偏差。地方政府对电价的核心诉求在于降低当地工商业用电成本以保持制造业竞争优势，但本地煤电企业也是重要纳税和就业大户，压降煤电电价需要权衡多方利益。历史经验提供了有力证据：2018-2020年国务院政府工作报告均明确要求当年一般工商业电价降幅，但同期江苏年度长协电价仅累计-0.005元/千瓦时（-1.4%），广东年度长协电价甚至累计+0.030元/千瓦时（+7.6%）。降一般工商业电价与降煤电长协电价不能一概而论。此外，电费成本占工业企业营业成本仅约5.6%，假设煤电长协电价下降10%亦仅降低工业企业营业成本0.56%，影响有限。高耗能企业用电量占比长期下行也降低了工业企业整体对电价的敏感度。
市场端一：电力供需仍偏紧，煤电装机增长缓慢
2024年电力需求维持高增。1-9月全社会用电量7.4万亿千瓦时同比+7.9%，增速较2023年全年+1.2ppts。2024年7月24日全国最大电力负荷达14.51亿千瓦创历史新高，较2023年最大负荷增长超1亿千瓦。但煤电装机增长缓慢——截至2024年9月末煤电装机1177GW，仅较2023年末新增12.1GW。2024年1-9月煤电利用小时数3469小时同比仅-32小时，仍处2020年以来相对高位。在电量及电力需求维持较快增长、而煤电装机增长相对较慢的情况下，当前电力供需形势相较2023年末仍维持相对偏紧，从电力供需角度出发2025年长协电价难以显著下行。
市场端二：燃料价格降幅收窄，月度交易对长协指引有限
燃料成本是影响长协电价的核心变量之一。截至2024年10月28日，2024年以来秦皇岛Q5500动力末煤市场均价864元/吨，较2023年均价965元/吨下降约10.5%，降幅较2023年的-24.0%显著收窄。燃料成本下行带来的电价下行压力明显弱于2023年。此外，近期江苏省月度集中竞价交易电价下滑（2024年10月同比-7.2%）引发投资者对2025年年度长协电价的担忧，但国泰君安复盘历史发现两者并无显著相关性。2H19/2H20/2H23江苏月度均价同比分别变动-0.015/-0.018/-0.008元/千瓦时，而后一年长协电价同比仅-0.004/-0.001/+0.008元/千瓦时，月度交易对下一年长协电价并无明显指引作用。
