昨天和今天再次买入华能国际,当前价格,对比过去三年,可以战胜95%的买入价。
24年1月大唐发电A股,极其悲观的情形发生,作者2.19元底部四次买入,战胜三年95%的买入价。
24年9月,晋控电力极其悲观的情形发生,作者在底部2.14元,五日六买,战胜四年95%的买入价。
这次华能国际股价连续走低,无论如何演变,作者都有机会抄到底部。
作为基础保障性电源,煤电企业盈亏稳定的话,在一定程度上抵御市场波动和供需变化的影响,为电力系统提供更加稳定和可靠的电力服务。这不仅有助于保障人民生产生活的正常用电需求,还将对新能源的发展和能源的绿色低碳转型起到积极的推动作用。2025年煤电四川Z府授权合约价格为0.4392元/千瓦时,自2025年1月1日起执行。
24年前三季度发电企业利润较好,但是与煤电存量的巨大固定资产投资相比,收益总额仍然羞于启齿,且三分之一的煤电企业仍处于亏损之中。相比此前逾5000的利用小时数,煤电的定位由电力电量的主体逐步向基础保障型和系统调节型电源并重转变,其利用小时数一路走低,24年前三季度,煤电利用小时数3469小时,同比降低32小时。多省现货价格大幅下降,同时容量电价补偿标准相对利用小时下降幅度偏低、分年到位,且门槛高、考核严格,获取不易,叠加煤电企业还要分摊大量辅助服务费用和不平衡费用,肩负保供重任,如若不签高比例中长期,预期亏损是板上钉钉。同时,电热行业受燃料价格影响,是典型的经济发展越快、盈利越低的“逆周期”行业,利润增加是正常现象;受监管规则不具体、不明确的影响,任何按上限价格报价的行为都可能被怀疑“垄断”,发电企业进退两难。以首批现货试点区广东省为例,广东省内11家发电公司日前联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局致函,认为当前2025年的年度市场呈现出两大矛盾。一是部分售电公司罔顾发电成本因素,频频下探零售用户价格,通过中长期错配方式谋图高额利润;二是由于当前现货、月度、年度价格偏差巨大,市场用户更倾向签约联动合同,大幅增加用能成本巨大波动风险。对此,11家发电公司认为当前市场机制难以支撑发电成本的回收,月度交易已失去了“压舱石”和回收固定成本的基础作用,要求“进一步完善中长期市场机制”。
理论上,电力供需形势宽松,电量供应供过于求,需求疲软偏低,电价走低是必然趋势。电能无法大规模存储,生产与消费需要实时平衡。煤电是电力系统安全稳定的“肱骨之臣”,我国电力系统中六成的电量由煤电提供,同时也是提供电力的“主力军”,确保高峰期“发得出、顶得上”,低谷期“让得出、托得住”。如若无法确保煤电的预期合理收益,继而难以保证可再生能源大规模接入电力系统所需的灵活性、充裕性和可靠性。电力系统的安全充裕、经济高效倚重煤电,但是煤电生存境遇并未得到根本性改变,其利用小时的缓步下降、向新能源支付的交叉补贴(免费的调节兜底服务)越来越多,行业预期将进一步压缩利润空间,致使广东等地发售双方矛盾凸显,也进一步加剧了电力供需失衡。
华能国际24年各季上网电价下降幅度缓慢有限,行业外股东悲观气氛一箩筐,那我贴出一些数据示例说明电源类型有升有降,合理客观。
山东绿电2025年双边均价0.41003元/度,相比2024年前9个月现货价格,并未下降。
25年1月电网企业代理购电峰谷电价走势,最大价差超过0.7元/kWh的省份共20个,排名前三依旧为:上海、湖南、浙江,最大峰谷价差分别为:1.81元/kWh、1.58元/kWh、1.46元/kWh。
2025年1月起黑龙江、四川暂停使用尖峰电价,19个地区使用尖峰电价。本月仍有部分地区例如北京、江西增加了尖峰电价、但价格与高峰电价相同。
与2024年1月相比,蒙西、广东、宁夏、浙江、重庆、上海等地峰谷价差明显提高,其中蒙西地区从0.20元/kWh增长到0.3665元/kWh,同比增加了80%。
火电企业不能单纯追求发电量规模。在新能源大发阶段,现货价格会降到很低的水平,火电企业发电将面临亏损,因此应该少发电,让出发电空间,促进新能源消纳;如果此时追求更多的发电量,不仅会增进企业亏损、同时也不利于电力系统新能源消纳水平的提升。
相反,在新能源欠发,现货价格会快速上升,火电企业发电毛利将上涨为平常的5倍,甚至10倍以上。此时火电企业应该充分利用机组性能,快速爬坡、多发电保供应。此时做好保供工作就会挣钱。
以山东市场为例,24年11月4日度电价差达885.2元/兆瓦时,如果火电企业能够顺应价格趋势调整生产,收益将大幅提升,同时意味其调节能力得到充分发挥,为保供和新能源消纳做出重大贡献。
2025年,持有华能国际A股,有信心!
本文作者可以追加内容哦 !
燃煤发电上网电价:燃煤发电上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%
水...[展开]