煤电市场化电价上浮政策解读20211010

国常会提出："有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场,在保持居民、农 业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分 别不超过10%、15% ,调整为原则上均不超过20% ,并做好分类调节，对 高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。“

时间：2021年10月10 H （周日）晚上19 :00

嘉宾:资深电力政策专家

主持人：安信环保公用联席首席分析师周詰

专家:

1.      豚行业、电力行业,电力下游的各行各业都对电价上浮龄十分关注。 重要的意义在于电价的市场化改革不仅能降电价，还能升电价

2.      电价政策目标是多重性的，属于既要、又要、还要的范畴,国家对于电 价的变动是非常谨慎的。这次的电价上浮政策对市场是一个很重要的信号, 预计国常会之后马上会有具体的政策措施

Q&A

Q:政策鼓励火电全部进入市场化交易,是否意味着计划电也可以进入市场 化交易？

1）目前煤电行业理论上没有计划电这个概念,现在煤电电量以年度长协、 月度长协、现货市场的形进入市场

2 ）过去年度长协对电价的浮动相对不敏感,这次的电价20%上浮政策意味 着指导明年的年度长协以月度长协的形式为主,年度长协可能全部取消

3） 用户侧是有市场化交易目录的,只有目录内的大用户才能进行市场化交 易；而现货交易部分目前不同的省份在进行试点,现货交易部分会进入完全 的市场化竞价,但是量相对小,未来通过试点现货交易的量会逐步扩大,但 是月度长协建会更多

4） 市场化月度长协的量要更大的话。首先要放开的就是市场化交易用户侧 目录

Q :长协电价和现货价格未来统一定价，都可以溢价20% ?

1） 这次的20%不光有上浮也有可能下降,之前的指导意见是上浮不超过 10% ,下降不超过15% ,目前的市场供 需关系来看是上浮20%可能性以

2） 现货交易是随行就市，随着供需关系的情况进行市场定价

Q:风光电的价格是否有向上波动的可能?

1） 上浮的可能性是存在的，目前绿电交易的情况普遍是在煤电基准价的基 础上上浮3-5分（基准价的10% ）,这样一个10%的基准可能是因为之前 上浮10%的限制作为指引对绿电交易形成了一个比对效应

2） 目前能耗双控政策下,可再生能源电力的使用不纳入能耗指标的考核, 亿纬着绿电不仅在电价上面有一个比对效应同时在能耗指标上面还有一个

生产权的价值，所以风光电参与市场化竞争的话在3分钱的溢价上还会往上 走

Q:目前参与绿电交易的主要是没有补贴的？

1）有补贴的放弃补贴也可以绅绿电交易

Q:丰水期的水电是否能够享受电价上浮？

       

1）价格上面是可以享受的，水电最大的瓶颈是通道，丰水期时电网的消纳

会是一个瓶颈，可能无法全面体现出水电作为可再生能源的价值

2 ）这次20%上浮的政策主要还是针对火电

Q:地方政府在电价形成的过程中是会形成影响力？政府担心电价上浮太高 冲击当地制造业?

1）应该不会出现这样的现象

Q:基准电价的部分怎么纳入市场化？

1）基准价对标的是年度长协价，往上游传导对应的是煤炭的年度长协价, 目前年度长协的电量和月度长协的电量大概是8:2 ,后续年度长协的电都会 放开市场化

2 ）煤炭价格基本上是煤电成本的70%左右

Q :煤电上下浮达到20%是否是为了暂时应对煤价上涨以保证火电厂有足够 的现金流保证今冬的民生用电？

1） 电价在我国是一个很敏感的领域,电价政策要保民生,还涵盖了很多交 叉补贴,所以电价政策不会只是一个补偿性的暂时性的东西，能源的消费革 命中,电力市场的改革是一个既定的方向

2） 方向确定以后,改革的时间窗口就成为重要的事情,目前来看是一个比 较好的电价改革窗口

3 ）70%的电量由工业部门消耗,其中40%-45%由高耗能消耗

4）电力系统从单纯的供电，保供应转向碳减排的底层逻辑，电价上调不是 —时的权宜之计，而是双碳目标实现路径上重要的一环,未来电价的上浮是 超过20%是可期待的

Q :火电基准价上浮幅度上升到20%对新能源的影响？

1）火电锚定的价格是新能源电力的基准价，火电价格上浮放开到20%以后 对新能源发电的具体影响还不好说,但是大概率对新能源是有利的

Q:绿电不纳入双控考核的时间期限？总量和强度是否矛盾?

1）时间维度不好判断,中短期内对新能源的使用都是f正向的激励,不 会太过短期

2 ）不矛盾,能耗双控对产能的区域布局 是有引导作用的，譬如云南的水电、西北的风光尽可能的消纳的话对高耗能 的布局是有导向作用的,而中东部地区想用新能源的话也是比较难的

Q:水电是否算清洁能源?

1）水电算清洁能源,目前来看水电也可以不纳入能耗总量的计算

2）专家个人认为水电是有可能纳入绿电交易的,但是目前主要还是为了扶 持风光发电的建设

Q:风光配套的辅助服务会分走新能源电力运营商的一部分利润？

1）风光电量进一步加大以后,对电力系统的压力会非常大,风光提供电量, 但是对电力的贡献是比较小的，进入到以风光为主体的电力系统的是时候， 火电、库容水电能够起到的调峰调频的价值还是会体现的

Q :对于高耗能企业不设20%上浮限制的政策?地方政府是否会干预高耗能 企业的电价?

1）   对于高耗能企业的电价上浮至少会是20%起步

2） 地方政府是有权限干预高耗能企业的电价的,但是地方政府首先会去看 能耗指标的完成情况

3） 目前的限电措施有两方面原因,一个是有硬的用电缺口如东北,一个是 能耗指标达不到比如江浙电量其实是不缺的

Q:实际操作的过程中,发电企业的电量如何分配是如何来决定?电量分配 给居民和工商业的盈利情况是会非常不同的？电力有硬缺口的省份将大部 分电发给高耗能企业?

1）用户侧可以找电源侧,电源侧也会去找到用户侧

2 ）民生电量过去是由电源侧来保障的,对于民生用电是会有国家来兜底的, 这一部分既要保量又要保价,其他电力用途由市场化竞争来决定

Q :上浮20%的基准?明年/后年还可以上浮20% ?

1）目前来看很难判断明年的价格,明年市场化放开以后,电价会根据煤价 的波动来进行市场化的波动,根据届时的具体情况来调整

Q:我国跨区域的电力交易情况?

1） 政策上面对于跨省份的电力交易是没有问题的，但是实际操作上来看， 电力通道是有限的的，电力的消纳是实时消纳的，特定时间节点的通道情况 直接决定了电力交易是否成立

2） 举例：假设用电侧和发电侧对接好以后通报给北京电力交易中心，然后 通过电网调度机构较和时序上是否可以实现电力的交易

Q:对于电厂来说协议电价转向市场化对于电厂盈利情况的影响？

1） 目前来看就算电价全部顶格上浮20% ,火电厂也很难扭亏,各省上网电 价也不一样,20%上浮以后大概能对发 电厂有一个4分5到9分的一个利润增厚

2） 高耗能的上浮程度肯定会更高,具体的电厂盈利情况需要看高耗能用电 的占比情况

Q:自备电厂?

1）   自备电厂可以进入电力市场的交易

2） 自备电厂的能耗会进入能耗双控的考核范畴

3） 自备电厂通过发电权交易和绿电进行交易是国家鼓励的方向，如水火置 换交易、风光置换火电在交易的优先序列中是第一位的

Q :对发电侧来说售电给高耗能企业盈利能力更强,理论上发电厂会优满 电卖给高耗能企业，在极端情况下地方政府是否会去干预当地其他企业的有 序用电？

1） 会，政府会有一个有序用电的调控,在电力紧张的时候会有有序用电的 统筹安排

2） 9月浙江的拉闸限电根据企业的税收和亩产效益来配置用电权

3） 主要的政策工具在省级政府，省级的电力市场交易也是由各省出具各省 的规则,各省除了电力竞价以夕卜还要考虑到能耗总量的指标,然后考虑到能 耗强度的指标,各个省份的边际条件都会略有不同

Q:出价高的企业有电用，出价低的企业没电用?

1）同类型的用电企业的用电价格是电源和用电企业双边谈成的

2 ）非同类型的用电企业的有序用电安排,当地政府会根据当地的能耗情况, 以及行业用电情况进行一定程度的调控

Q:用电侧如何去证明自己用的是绿电?

1）用户侧买绿电，实际上就是给绿电标签的费用，只要支付了绿电的钱, 电网就贴了绿电的标签，电网会消纳更多的绿电

Q :非高耗能用电企业是否能突破20%的上浮限制去抢电？

1）地方政府来引导非高耗能企业的用电权/生产权,用电企业无法通过付出 更高的溢价来获得政府分配用电权外的电量