专家访谈绿电交易机遇及展望20240607

专家访谈：绿电交易机遇及展望摘要 自2014年以来，中国新能源领域经历了快速发展，但在这一过程中遇到了诸如收益保障和市 场化的挑战。尽管新能源参与中长期交易的比例逐渐提高，但仍存在绿色溢价利用低、政府过度干预造成价格扭曲等问题。未来，随着更多支持政策的出台和市场机制的完善，新能源产业有望实现更健康的发展。目前，新能源企业在追求国际市场认可方面遇到困难，国内市场需求的增长与政策调整是推动行业发展的重要因素。通过市场化手段和优化配额制度等方式可以促进产业的健康发展。此外 ，讨论还指出新能源在中长期可能面临价格压力，原因包括参与中长期市场的增量力度大于折价幅度以及初期机制不完善。欧洲市场的金融分割机制与中国市场的限制因素、能源领域的消纳责任权重转移和成本疏导机制的改革进展也是讨论的一部分。总体而言，为了促进新能源产业的可持续发展，需要政策支持和市场机制的不断创新。 问答□问：当前新能源发展中面临的突出矛盾有哪些？ 答：当前新能源发展中，最突出的两个问题是外部风电接入难题和政府过度行政干预导致价格调控失衡，这对新能源的收益造成了严重影响。问：目前新能源市场化交易的发展状况如何？新能源参与中长期交易过程中遇到的主要挑战是什么？ 答：新能源市场化交易进展迅速，市场化电量占比较大，绿电交易量增 长明显，但总体来看，新能源并未充分利用绿色溢价带来的价值，尤其在绿电市场的比例较低。主要挑战在于中长期交易机制不完善，导致新能源在合同履行时出现了高买低卖的现象，进而影响了新能源收益。此外，部分省份调整了中长期电价标准，对新能源如光伏行业产生了巨大冲击，降低了它们的收益率。 问：绿电市场规模及发展趋势如何？ 答：绿电市场规模不断扩大，相关政策积极推动绿电交易，并在节能降碳等领域与其形成有效衔接。随着相关文件的出台，预计未来几年绿电市场将持续快速发展。 问：目前金融市场在推动立点立证购买时遇到的主要问题是怎样的？答：现在金融市场面临的主要问题是购买力不足，尤其是外向型企业的需求较为强劲，但目前并没有将可支付能源消纳责任权重或配额明确落实到企业头上。这意味着尽管有大约700亿的潜在购买力，但如果能在用户侧实施配 额制度，有望挖掘更多销售空间。 问：绿证价格走势如何，并且与市场需求之间有何关系？ 答：绿证价格近年来呈上升趋势，从2022年的30元/张下降至20元/张左右， 而今年更是进一步下跌，甚至出现了某些省份以10元/张的价格购买的情况。目前绿证的溢价 相较于前两年有所降低，平均溢价从七分钱降至六分钱，主要原因是供应增加导致供需失衡，出现供过于求的现象。不过，若结合配额制政策调整，预计这种情况能得到有效缓解。 问：关于国际认可度对于我国绿证市场的影响，您的看法是什么？答：我个人认为，国际认可绿证是锦 上添花的事情，虽然这对于部分寻 求国际认可的新能源企业非常重要，但从整体来看，我国绿证市场的活跃度和定价可以通过国内配额制度的有效调控得以维持。即使未来不再追求国际认可，由于国内绿证交易具有上网电量可追溯性以及区块链技术的支持，仍具备较强的抗风险能力。 问：接下来，国家是否会采取措施通过绿电市场来支持新能源产业的发展并托底其收益？ 答：是的，国家正在积极推动绿电市场的发展，旨在通过市场化手段减轻新能源企业的负担，并确保其收益稳定。虽然当前绿证交易的溢价较高（大约3-7分钱），但仍远高于国际市场水平。因 此，国家计划通过优化政策来引导用户承担更多责任，并合理疏导系统调节费用，从而有效保障新能源行业的健康发展。 问：在新能源的实际实施过程中，为何会出现因年度中长期合同分解到每日交付时面临的困难，特别是在一些地区和省份？ 答：当签订大量年度中长期合同并具体化到每一天时，交付难题主要源于两方面因素。首先，现场实际需求量与预设目标可能存在较大差距，导致必须通过招聘额外人员来满足指标要求。其次，在涉及现货市场的省份，由于结算机制的存在，短缺部分需从现货市场采购，过剩部分则需在现货市场出售 。而当前市场环境下，部分地区新能源发电在特定季节（如一月份）的出力不足，且现货价格在此期间居高不下，这对签订过高比例年度中长期合同的企业带来了显著负面影响。 问：能否举一个具体的例子来说明这个问题如何影响到某新能源企业，并且引起了国家层面的关注？答：比如一家在星火十连胜签订高比例年度中长期合同的新能源企业在一月份遭遇出力不足，而该省在一月份现货价格是全年最高点。由于忽视了实际情况，该企业不得不高价从现货市场购入电力以满足合同约定，最终导致其在一月份不仅未能盈利反而面临亏损，严重影响了企业的经营状况。此事引发了国家对该事件的高度关注，并通过通报批评等方式提醒相关部门注意此类问题的发生。 问：目前针对这个问题，国家是如何调整对中长期签约的比例限制以及鼓励的措施？ 答：针对上述情况，国家决定放宽对特定省份专期签约中长期合同比例的要求，并非强制性要求企业签署过多或过于严格的合同。相反，部分省份给予企业更大的自主选择空间，允许根据自身实际需求来确定签约数量，以减少不必要的风险暴露。 问：在实际操作中，中长期合同的签定期限是如何分解到每个月甚至每一天的？ 答：通常情况下，企业在签订年度中长期合同时，会确定一个总体量价曲线，并将其按月份平均分配至各月。接着，每月的总能量进一步平摊到每一天，以计算出每日所需的电量。虽然这种方法在某种程度上减少了风险，但若对未来出力预测不准，则可能导致临时难以及时调整合同以适应实际情况 ，从而出现高买低卖的现象。 问：在当前市场环境下，如何打通价格体系和成本疏导机制，以便更好地保障民生并促进新能源发展 ？熔断电价的出台背景是什么？其对用户的影响如何？ 答：为了实现市场逐步健全的目标，我们需要在价格体系、成本疏导机制等方面采取措施。然而，在 现有的政策框架内，特别是注重保民生的前提下，各方方案均未完全成熟，因此何时出台相关法规还需观察。例如，绿色溢价、系统调节费用以及容量电价等问题，虽然应合理补偿，但由于各方面原因 （如经济状况等），用户价格上涨幅度有限。熔断电价出台的原因是电子电价下挫，但实际上影响微乎其微，甚至可能不足两分钱。尽管如此，用户承受了真实的电价疏导负担，这需要政府谨慎处理 ，以免加重用户的负担。 问：关于“高耗能用户”的定义是否只适用于特定行业？ 答：是的，“高耗能用户”这一概念并非仅限于某些特定行业，国家层面提供了原则性指导意见，具体的纳入标准由省级政府根据实际情况自行确定。 问：绿电绿证相当于用户侧扩容时，其溢价能否弥补新能源所需承担的成本？ 答：我认为，如果绿电绿证的溢价能够在一定程度上填补新能源因电价下行和额外成本带来的收益下降，就能缓解其整体收益的变化程度。问：当前在部分地区，政府干预措施过多导致新能源收益受损的现象如何解决？ 答：首先，国家将在加强对不合理干预行为的监管力度，如通报违规案例以有效遏制此类问题。此外 ，通过实施市场化机制，确保新能源企业在保证自身长期固定投资成本和系统调节费的基础上报价，从而避免低价竞争。同时，引入绿色溢价等手段，整体上将有助于保障新能源行业 的收益稳定。 问：为何绿电的价格区间设定在此范围？ 答：主要原因是购买者的心理预期以及供需状况综合决定的。早期买方出于环保考虑愿意付出一定的溢价，经过多次交易后形成了这样一个平均水平。 问：现阶段绿电交易与国际市场有何关联？ 答：现阶段国内绿电市场基本上是独立于国际市场的，因无法销售至国外，所以价格并不受国际市场的影响。国内供求关系直接影响国内绿电的价格。 问：新增风光电站是否会对现有绿电价格构成冲击？ 答：是的，每年新增的平价风光电站会对现有绿电价格造成一定冲击，但目前整体来看影响不大，比如2022年至2024年间绿电溢价仅下降了一分左右。 问：对于新增高耗能企业是否有计划扩大配额或改变主体？ 答：相关部门可能会先从高耗能企业入手，逐步推进绿电配额分配，并最终向更多的工商业用户开放绿电交易，推动产业结构调整。 问：目前绿电快速交易存在的主要阻碍是什么？ 答：主要有三个方面的阻碍：一是涉及跨省曲线难以谈判，导致现货衔接问题；二是买卖双方在价格上有较大分歧，卖方不愿降价，买方期望低价；三是地方政府因能耗双控考核严格，在省内优先消化新能源电量，限制外送，影响消纳率。 问：目前绿电交易市场的平均溢价是多少？ 答：根据最近几年的情况来看，绿电交易市场中绿电的价格大概在每千瓦时3到7分钱之间波动。