全国统一电力市场建设解读电话会-会议纪要

事件：7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，标志着全国统一电力市场体系在南方区域落地。 当天，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿干瓦时。南方区域电力市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。 根据南网报道，预计2022年全年，南方区域电力市场累计市场化交易电量将达到1.11万亿干瓦时，接近广东、云南、贵州三省2021年全社会用电量总和。 预计到2023年底，市场化交易电噩占比将达到80%左右，形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易。 一、建设全国统一电力市场体系的原因：(1)电力市场改革5年过程中阻力较多，各省有保护税收、保护发电方面的“小算盘”，不考虑互补问题，价格无法平衡（如山东开展远距离交易以充分利用特高压，但最后上网受到政府阻挠，无法达成交易价格）；(2)各省按自己的交易规则，且各自存在的问题不同；1(3)国网、南网存在矛盾，其中国网北京交易中心认为自己作为国家交易中心进行调度，负责特高压及白鹤滩等跨省跨区的大项目调度，而南网广东交易中心认为自己作为南网区域的交易中心；结合上述三点原因，政府认为电力资源是国家层面资源配置，并非两个企业之间的自主规划，因此此次文件发布是重要的＂补丁＂，以推动双碳目标的完成。 二、建设全国统一电力市场体系政策的重要内容：(1)确定了全国统一电力市场框架：组建新的国家电力交易中心，改制为发电侧及社会资源共同组合控股，不再有电网公司控股。 国家交易中心负责制定标准、省间协调、市场主体准入等工作，不负责调度工作；(2)确定了交易层次、类型主体：各省交易中心承担省内交易的责任，随着特高压环网落成，区域交易体系将以中长期等为支撑逐步建成。 交易品种方面：中长期、现货、辅助服务等都会参与；交易方式方面，点对点点对网、网对网跨省跨区交易逐步推进；(3)确定了全国统—电力市场建设者与体制；(4)确定了电网公司在其中扮演的角色：预计2022年电网公司将进行改革，启动售电、输配电部分财务考核的分离，．(5)确定了新能源进入市场的机制和机遇：新能涌要对接负荷、要结合调峰、要发展分布式能涌。 针对新能源交易，采用交易次数增加，交易周期缩短等，还会给容量电2价。未来研究新能源时不能仅看利用小时数，还要考虑容量方面的问题。 绿电交易方面，未来可能采用金融属性的绿电交易，通过绿证和绿电相结合鼓励用户通过购买溢价绿电支持我国新能源发展；(6)文件的重要性主 要体现在两方面：1)打破地区割裂； 2)打破电网公司对千管辖区域的垄断。 【Q&A】Q1：用户端购买溢价绿电是否不符合商业逻辑？ A：考虑到目前国际上开始执行的碳税，购买溢价绿电有益千成本控制。 购买绿电意味着对新能源发展做出贡献，也是对减碳去碳做出贡献，最后落实到碳税上有优惠。 Q：华东区域用电问题核心是否为结构性缺电？现货价格是否会受到生产线刚需波动？ A：现货交易的波动性很大，但是国内最多允许2~3倍，国外有时候会到10倍，完全是市场决定的。以山西为例，试行现货平均结算价0.42元/kWh，最高价1.5元/kWh。 Q：部分省份考虑到电力市场化导致价格会上升，而华东地区能够承担电价上升，因此售电地区倾向85%~90%合约价+10%现货价的政府谈判意愿不足，导致中长协合约价谈判进展较为缓慢？ A：现货交易最多10%~15%是受制于技术原因，现在中长期进展缓慢是煤价的问题。 3Q：从投资方看，IRR提升后是否会加速新能源投资？ A：从物理角度而言新能涌发展有制约，电网的大数据与智能化发展程度不足，目前风电还是采用省内平衡，需要电网同意才能建设。光伏发展前景较好，产业园区、新兴农村建设等发展的光伏能够结合用户侧、储能需求发展，目前具有更好的市场前景。 Q：电网公司关于全国统一电力交易体系的建设成本如何传导到用户侧？辅助服务呢？ A：电网的投资成本是通过输配电价补偿，由国家3年一周期确定，和市场无关。辅助服务未来将通过中长协竞价解决，与电网垄断无关。 Q：指导意见中的“鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。 “如何解读？ A：此前弃风弃光量较大是不合理的，导致了发电投资方不满。 未来随着新能源规模增长，—定规模的弃风弃光是在资源调节中从经济性上考虑是合理的，因此才考虑在这部分排除对弃风弃光率的考核。 Q：如果有上述规则，三北部分光伏基地的利用小时是否会低于设计？ A：比如说陇南通道与陇西通道容量不同，放一起考核显然是不合理的。 预计2022年弃风弃光可能维持在现有的水平，如果容量电价政策出台后弃风弃光率可能会提升。 4Q：未来达到目标后，80%中长协+20%现货的格局是否形成？ A：电力部分固有性质下现货交易最多15%~20%，和是否固化无关，是考虑安全问题的。目前欧；州、美国也是如此。 Q：长期来看现货市场定价对各类电源IRR的影响？ A：抽水蓄能IRR可观，有固定电价＋参与电网调节，且配合大规模新能源外送，业绩不会差，效益高于化学储能。水电通常满发，业绩较为稳定。 煤电随着容量电价政策出台，收益率将出现显著的区域差异。核电作为基荷电源将比较稳定。 Q：负电价是否会出现？ A：在现货市场中可能会出现。 Q：灵活性改造煤电、抽水蓄能调峰成本低，如果进入市场后，会对化学储能造成较大冲击吗？ A：定位不同，应用场景不同。 化学储能只能在用户侧或10kV的发电侧；抽水蓄能的量较大，且—直在220kV；火电取决于对接的电压等级，10kV到特高压都存在。 Q：售电公司的唯一资源来源是电网，其独立性与市场化程度是否受影响？ A：低压配电和售电都应该从电网拆分，考虑到电网公司的综合能源5服务和电动汽车业务赚钱，拆分后会导致利益受损，需要等待进一步观察。 Q：如何鼓励社会参与售电公司投资？ A：目前有些具备技术性的售电公司实现了较高收益，在负荷集成、需求侧响应等关键领域领先。 未来发展取决于各地政府的考虑，可能会优先考虑非电网公司的大型发电企业作为售电公司的投资者（如浙江省）。 Q：西北地区的风光强制消纳到达极限，今年是否会有强制消纳的指标？ A：强制消纳换个说法是保障利用小时，目前保障利用小时在逐步减少。 Q：2030年建成全国统—电力市场，适应新型电力系统要求，这个系统中电源占比？ A：电源占比由测算。 相比之下，业态比电源结构更重要，随着分布式能源、自备电厂等形式的增加，一区域内的调度点可能从百个上升到万个，变成扁平化的电力系统，大数据应用和智能化应用将实现较大突破。 6Q：基荷能源是否变化？ A：基核电源将持续存在，如核电、大水电、百万kW级别煤电，它们大多通过中长协保障电力供应的稳定。 Q：中电联电量及装机预测的方法论？ A：电量预测：(1)测算方法：不会用弹性系数，因为存在结构性的突变，而是用分产业的核算、分地区核算、季节性核算来进行，并参考国家经济会议对GDP的预期；弃电部分只能估算，没有调研方法获取途径；(2)调研方法：主要通过电网公司与发电公司了解（每年报告发布前集中协商），加上与高耗能企业的交流（了解高耗能生产计划）；装机预测：(1)测算方法：无法预测，只能通过调研，．(2)调研方法：发布快报之前通过各省电网公司了解明年并网、谈好的装机量；公布的装机量往往是最低规模，因为存在分布式、自备电厂等，实际的装机增长规模往往高于预测，尤其是光伏装机规模，．预计2022年新增风电SOGW，光伏90GW，只能超过不能低千这个数值。 Q：新能源如果无法完成现货发电，是否需要以高电价购电？ 7A：是的，这就是现货市场的性质，如果未完成不能经过考核将遭受较高的惩罚，所以需要配套储能。 Q：目前储能是否还没发展起来，无法很好的配套新能源？ A：储能的商业模式还未成型，未来需要公用的协调机制来调动储能以配合电网调度，这样储能才能发展起来。 Q：新能源未来有容量电价，现货尽量参与？ A：新能源可以用户侧的波动对冲，减少了供需部分的矛盾。如果新能源的发电能够与用户的负荷配合，就能缓解部分矛盾。 目前抢用户是非常重要的，如果能找到好配合的用户，就能省去这部分的调峰费用。 Q：新能源进入市场后与用户签约的比例是否会持续提升？目前比重如何？ A：以后是点对点点对网的交易，都是用户和发电侧进行交易。 新能源大部分由电网收购，绿电交易前的所有新能源用电侧都是电网代理的，仅有发电侧的现货试点中有发电侧和用户侧的交易。绿电交易开展也是由电网公司撮合的，未来新能源交易中电网将作为输配的渠道，谈判仅由发电侧与用户侧进行。 Q：水电为什么没纳入绿电交易？是否是因为会影响新能源？ A：大水电是国家战略配置的，小水电以后可能纳入绿电交易。 8Q：售电和输配电分离后，绿电交易机制会理清吗？ A：二者无关。 去年绿电是大电网动员用户参与的，未来是否能跨区交易、是否允许所有用户参与参与，能否跨区交易要考虑安全性问题。 Q：如何约束每年电网新增并网能力，提升线路升级与增加的积极性？ A：现在电网公司每年增加20%的投资力度，一方面为了特高压建设，另一部分要进行电网改造。 并不是大力投资就能解决问题，因为原来的技术不能支撑并网能力的增加，需要通过大数据、智能化升级，这需要一定的时间。下一步还要增加节点电价，不过也是金融属性的合同，不影响电力的物理走向。 Q：保障利用小时下降的同时绿电交易可以实现溢价，如果新能源企业参与绿电的配套没做好，收益是否会受到冲击？部分企业是否用煤电更好？ A：今年开始煤电要纳入能耗考核，企业有—定的压力，所以绿电还是有价值的。 Q：新能源电价上升速度如何会更合理？太快是否会影响工业企业成本？ 太慢是否会影响新能源发展的积极性？ A：上次的文件说明五年之内新增新能源不算能耗及碳排总量考核，9利好新能源发展。随着碳市场的规模扩大，企业能够通过碳市场和绿证获取更好收益。 政府出台的政策都是围绕双碳目标进行的。 Q：我们对政策理解是考核能耗强度而不考核总量，是否并非上述两指标都不考核？ A：能耗强度＝能耗总量/GDP，实际上新增新能源不纳入总量后强度考核其实也没有。 考核能耗强度指标是为了考验生产技术能力，这样才能与国际对标，在高耗能企业对标中也下发了工业企业绿色行动指标。 Q：售电服务方面（用户侧需求响应等），国际上是否有对标的优秀企业？ A：德国、澳大利亚、加拿大等国售电方面做的都比我国好，我国优势在千大电网。国外现代化的建设有利可图因此建设进度更快。 Q：如何看待发电公司未来自已建设微网？ A：不敢预测太多，从专家角度来说微网（局域网）没问题，影响内部企业，不涉及垄断。如果涉及企业过多，可能会涉及垄断所以不被允许。 Q：如何解读”建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。 II？ A：目前的跨省电力是政府主导下电网公司谈判的，未来政府谈判转为谈量不谈价，价格由市场参与主体谈判形成。 通道容量未来将作为稀缺资源成为竞争的品种。 未来应当采用的形式为：大电网公布通道10容量后，发电侧与用户侧再谈判价格并竞争通道容量。 Q：核电市场化比例是否很高了？ 2021年由于煤电上涨，福建不允许核电参与市场化交易，未来是否随着政府干预减少，这种情况会减少？ A：目前已经很高了，但大多是中长协。 福建还未开展市场化交易，所以会出现这样的清况，未来市场化后就不会有这种清况了，发电企业要提升营销能力，更好的应对未来的电力市场化。 Q：电价是否会提升以支持电网建设，满足发电侧与电网的利益？ A：建设成本随着装备制造水平提升降低，但考虑环境因素后市场价值后综合成本提升（如辅助服务等