阅读👉 十二月份百份精选调研纪要 

1. 往年年度交易一般只有1次年度协商+1次年度挂牌。今年协商持续了1周，集中在最后1天成交，开展了4次年度挂牌交易。主要的量在年度双边协商交易，今年量价提升，大量新用户进入市场，10月份发改委文件取消了目录电价，用户电价由国网/售电公司代理形成，选了售电公司就不能回到电网代购了（否则批发价*1.5，上涨2毛）。电网代购和售电公司代理规模都有上涨，工商业用户都入市，整个市场规模扩大。年度交易量上涨还有一个原因是，江苏电力交易中心年度交易公告中，年度交易电量是前三年用电量60-75%，买不到就要退市。买方比较被动，必须买到60%。

2. 发电侧团结起来报价下不来。电价高一方面煤价高，没有降价欲望；另一方面明年价格受到21Q4价格影响，10-11月469（峰顶）,12月468。明年的价格还比这个低3厘。在售电公司预期之内，不得不买。

3. 今年（22年）绿电交易9亿+度，价格略低于火电。正常情况绿电价格高于火电，绿电价格包含了电价以及绿色权益。这次是因为火电价格太高了，而绿电成本不增加，安徽、江苏绿电低于火电，而浙江还要在火电基础上上涨6分。成交额不大，真正能参与的都是无补贴项目，而且是省内项目。

4. 明年月度交易价格大概率会下来，对明年用电需求预期不高，经济形势有压力，同时煤炭供给没那么紧张。明年大概率月度均价低于年度价格。后面月度价格还会受到发电侧决策影响，各省发电企业都存在抱团现象。煤价对于电价有影响，但不是立即反应，发电企业不仅考虑煤价，还要考虑中长期盈亏平衡，跟其他电厂协调关系，长协煤、现货煤配比等。

5. 煤价和电价关系：1度电煤耗接近300g标煤，对应7000大卡标煤1500，低于1500可以覆盖燃料成本。

Q&A

Q：其他省份电价谈判进度？

江苏具有一定代表性，但发电侧抱团不算紧密，没有一家独大情形。而广东粤电一家独大，控盘能力更强。江苏电厂控价不错，而广东、浙江控价比较好的，价格不会低，广东强制70%比例。广东基准价高，上浮20%上限太高了，预计27号结束。安徽年度交易价格比封顶价降了1-2厘，传言存在一些阴阳合同，关系好的售电公司、大型用户场外可能退补。山东搞现货市场，价格更复杂，接近封顶价。上海市场更不可控，电厂少，需求也有限，去年价格就很高，今年也会接近封顶价。

Q: 省外送江苏的长协合同现在签订比例是多少？购电价格与江苏省的用户用电价格怎么衔接？江苏省通过国网省间现货明年预计占比多大？

卖方情况不清楚，判断长协合同比例较高。 价格衔接没有理由很便宜，省外价格接近省内，可能便宜1-2厘。

江苏现货市场还没有启动，之前有征求意见稿，是否搞、什么时候搞现货都不知道。

Q:核电电价是否也上浮？

跟着火电一起涨的，对核电很有利。后面如果火电价格回落，核电、绿电可能也要跟着跌。

Q: 高耗能？

没有明显区分，高耗能目前没有明确说法，只是说不受20%限制。具体哪些是高耗能，执行什么价格都不知道。个人判断高耗能电价上涨部分会设立平衡账户，单独收取做其他用处。

Q: 火电不是推动全电量进市场吗，现在签订长协多少 ，明年还需要签订多少比例的市场电？

现在满足60%+，有10%按电网价格执行，还剩30%左右的量在季度、月度、周市场执行。长协比例有小的热电厂低于平均值，大发电企业签的比较足。

Q: 水电价格？

不了解。没有接触到水电报价。预计水电用来做省间交易，卖给江苏电网，优先满足农业、居民用电，剩余部分给国网代理购电，做没有入市的工商业用户。

Q: 煤电协商和挂牌交易之后，是一对一发用电吗？用电企业用的电网的电，怎么确定是签协议的发电厂的电呢？

电网是黑匣子，所有电发电侧送进去汇到大池子，不需要一对一，很难保持平衡。发电侧、用户侧有偏差考核。

Q: 绿电签年度长协后，因为出力不稳定，怎么能保证按照电量曲线来供电呢？如果要配储能来稳定曲线，储能成本谁来承担呢？

绿电要承担偏差成本，所以今年卖的时候有一定限制，江苏光伏平均年利用小时1000，但要求不超过900小时。年度交易要分解到月，发不到会有偏差，需要再找火电买，绿证也只能按照实际发电量给。

Q: 此次电价上涨以后，电网的度电收入会如何变化？只收固定的过网费吗？

名义上是输配电价，不变。很多省份2020年核定，有效期到22年。有一部分电网代理购电，但电网不会加钱。有些特别情况，不同省份操作不同，山东输配电价都一样，江苏对峰谷平输配电价做了调整。

Q: 绿电如何参加月度交易？

绿电是否开月度交易不知道。无补贴项目较少，江苏风光条件不算好。

Q: 新能源企业保障消纳小时数和市场化小时数，电网或者售电公司怎么区分？新能源机组可以在高峰时候更多卖市场化电吗？

售电公司买到的电10%电网购电，90%市场交易形成。参与市场化成交的肯定是市场化小时数。电网代购也不全是保障消纳，也可以买市场化绿电。绿电平均分配到各月了。

Q: 风光出力曲线预测现在准确性高吗？

日前很高，提前5天很难。

Q: 建设全国统一电力市场，打通现货交易，如何看待，对电价影响？

目前省间壁垒较强，跨省交易做不下去因为要走跨省通道，通道量有限，想把便宜点输在自己手里。如果把西北地区风电送到江苏，会挤压江苏本地火电发电小时数。全国交易市场会提高西北可再生能源消纳量（通道允许情况下），对华东华南火电带来一定冲击。落地还需要时间，省间交易要解决的问题很多。感觉3年内看不到明显变化。

Q: 请问偏差考核是月度考核吗？惩罚力度如何？

江苏偏差3%以上，额外部分每度电按燃煤基准价10%来罚。有月内交易各种平偏差的手段，不太容易产生。安徽按季度考核。广东、山东没有偏差考核，都现货了，通过日前、日内平衡，预测越准，风险敞口越小。

Q: 售电公司明年最担心什么？什么事情发生可能亏钱？

偏差考核能否预测准，目前较好，但有时不好控制，尤其用户集中度过高，单一用户占30%，突然发生事故。此外年度长协都按最低60%，跟用户签年度长协可能比例很低，都按月度执行，产生错配，方向判断错了会产生亏损，比如月度价格回落，跟用户低价结算，买电高价结算。很多售电公司连现货是什么都没搞明白，很多做不到小时精度。

Q: 请问在该长协电价下火电度电利润是多少？

只知道边际成本。之前国家鼓励煤电联动，现在还是签死电价了。火电度电利润要看煤价、煤耗、长协煤比例等。

Q: 绿电市场交易目前是只有年度长协这一形式是吗？

有可能会开月度。

Q: 绿电价格低于火电，主要还是绿电边际成本低的原因吗？本次为什么会出现价格倒挂的现象呢？用电企业特别是高耗能企业，用绿电是可以避免总耗考核的，他们更有动力去用绿电

绿电不参与市场之前按照0.391基准价卖给电网，绿电是边际成本低。是有动力用绿电，绿电没有明着放在市场里选购，都是各处打听，消息不对称，都想买，都买不到。最后买到的可能就是一个集团里的，消息灵通的，交易不是很公开。绿电如果集中竞价价格不会低于火电。绿证按现在行情要几厘。

Q: 绿电的市场化交易独立于火电是大势所趋是吗，比如今年的首批绿电交易试点的形式，这块什么时候能成熟？技术是问题吗？

不好说，绿电参与市场2种方式，一种是跟火电一起竞争，绿色属性单独拿出来卖；另一种是单独搞绿电市场，类似PPA直接卖给有需求的企业。绿电单独开一个集中的厂内市场不一定，现在还是双边协商交易中心备案。

Q: 现在售电公司与用户之间一般怎么签零售侧合约，分成的形式还是售电公司拿固定收益

都有。确定分成基准价，下来按比例分成，或者按批发价，给固定服务费。也有售电公司胆子大签固定价，可能是坑用户的，按涨停价直接签。