电力市场政策第二期

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昨天和大家分享了电力市场政策第一期：

建设全国统一电力市场体系的原因和政策的重要内容

今天和大家分享电力市场政策第二期：

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，购买溢价绿电有益于成本控制。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。

Q2：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。

Q3：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。

Q4：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源发展有制约，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。

Q5：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。

Q6：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，一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。

Q7：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。

电力市场政策第二期就分享到这里，明天和大家分享第三期的内容：

Q8：未来达到目标后，80%中长协+20%现货的格局是否形成？

Q9：长期来看现货市场定价对各类电源IRR的影响？

Q10：负电价是否会出现？

Q11：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？

Q12：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？

Q13：如何鼓励社会参与售电公司投资？

Q14：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？

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