绿电：江苏2022年度市场交易解读

近期，江苏电力交易中心发布2022年江苏电力市场年度交易结果，其中绿电交易成交电量9.24亿千瓦时，成交均价0.463元/kWh，较2021年江苏省标杆燃煤电价0.391元/kWh溢价约7分钱。

基本情况介绍：

往年年度交易是一次年度协商+一次年度挂牌，今年的年度协商持续一周工作日（集中在最后一天成交），同时开展4 次年度交易（每次持续一天），主要的量还是在年度双边协商交易。今年年度交易与去年相比呈现量价齐升的特征：
量的提升主要由于新的用户进入市场。主要是因为10 月发改委取消目录电价，工商业用户由售电公司或国网代购，且选择售电公司后不能再退回电网代购模式，否则要在批发价格的基础上乘1.5 倍，每度涨价2 毛多，所以今年没有用户退出，且有不少新用户进来，实际上电网代理和售电公司代购都有所扩大，主要是整体市场规模扩大。
年度交易的量在高价的情况下有所上涨，主要是因为：第一发电企业把绿电和跨省跨区电量也加入了年度交易；第二，规定年度交易电量应为前三年用电量平均值的 60-70%，因此无论多高的年度交易价格用户侧也必须购买至少 60，否则就要退出市场，买方在这一情况下比较被动。
今年的年度长协价格基本接近封顶价格主要是因为：一方面2021 年煤价高位，电厂亏损严重，电厂希望补亏因而没有降价欲望；另一方面明年价格受到四季度价格的影响，近三个月的交易价也在封顶价（10 月与11 月469 元/兆瓦时，12 月468 元/兆瓦时，这一背景下明年的长协价已经有 3 厘左右的降幅），所以本次交易价格也在售电公司的预期之内。但售电公司基本都是按照 60%的最低标准购买的，因为售电公司判断在已经上涨 19.36的情况下，后续继续上涨的空间有限，明年月度价格很难高于长协交易价格，更倾向于后续从月度市场购买。
此外，本次绿电交易成交9.24亿，但价格略低于火电，往年绿电都是高于火电价格的，因为绿电价格具有绿色价值溢价，过去绿电均往往有3-4 分的不等溢价。本次绿电价格低于火电主要是因为火电价格过高但风光的成本没有增加，因此绿电成交价略降。安徽、江苏等省份绿电价格都低于火电，但个别省份（如浙江）也提出绿电价格在火电的基础上上涨6 分左右，每个省份的情况不同。
本次绿电成交额不大，因为绿电真正能参与年度交易的都是无补贴的省内项目，江苏省内无补贴的项目有限。绿电交易规模9.24 亿，与2000 多亿的年度规模交易相比相差较大。
明年月度交易价格的判断：
一方面预计明年的价格还会下来，主要是因为我们判断明年的用电需求不会太高，经济形势不太好且明年的煤炭紧张缓解，这也是售电公司按照最低标准购买的原因。但月度价格很大程度还会受到发电侧的影响，各省份发电公司都存在抱团现场，月度价格更多受市场力而非供需关系影响。煤价对于电价的影响存在延迟，因为火电企业会考虑煤炭成本、中长期盈亏平衡、电厂关系协调、煤长协与现货的配比等多种因素。另一方面，一度电的煤耗大约略低于300g 标准煤，如果从边际成本而言，目前的电价对应的煤价（700 卡的标准煤的价格、度电成本约为4-5 毛）应在1500 元左右，煤价低于1500 发电厂即可获得收益（仅考虑燃料成本）。

Q&A：
Q：除江苏外，其他省份电力交易情况谈判进度如何？其他省份电价涨幅的判断？
A：江苏情况比较具有代表性，江苏发电侧抱团没有很紧密，基本没有一家独大情况。广东、浙江基本分别是粤电力A、浙能一家独大，控盘控价能力更强，这会使长协价格进一步抬高。如广东今天新发布要求年度长协在 70以上，这一强制背景下长协价格会进一步抬高，广东的年度交易可能到27 号才会结束；安徽的年度交易价格仅低于封顶价2 厘，甚至可能存在大型售电公司阴阳合同场内高价场外退补的情况，整体公告价格很高；山东因为2022 年要搞现货市场，价格更为复杂，但报价也基本接近封顶价；上海电力市场的市场力更加不可控，电厂较少且需求量有限，预计也接近封顶价。江苏的价格比较具有代表性，在其他省份应该能够看到类似结果。

Q：省外送江苏长协合同的签订比例？购电价格与江苏省用户用电价格如何衔接？江苏省通过国网的省间现货预计占比多大？
A：整体判断长协比例应该较高，预计大部分允许入市参与的电量都会在年度长协市场成交掉。因为外省送江苏的发电计划是定额的，可能受电网调度的影响，送电侧为了保持稳定更倾向于采用长协。
价格方面，送电价格基本接近江苏省省内价格，预计便宜1-2 厘。省间现货预计占比不确定，甚至搞不搞现货市场也不好说。

Q：核电市场化电价是否也上涨 20？
A：是的，与火电一致，核电报价在466 左右。核电价格、绿电价格对标火电价格，一方面短期而言是好事，但另一方面火电价格下跌其价格也会随之下跌，对于投资回报测算会带来很大问题，且发电企业与用户的结算价格也会存在问题。

Q：包括高耗能企业吗？
A：所有的电价交易结果与高耗能企业没有进行明显区分，高耗能企业只是不受 20的限制，但高耗能企业执行价格现在还不确定。个人判断，高耗能企业即便电价上涨，上涨部分也会单独设立平衡账户，惩罚性的额外溢价应该不会进入市场而是单独计算收入用于其他用途。

Q：火电现在签订的长协比例，明年还需要签订多少比例的市场电？
A：现在签订的大约是整个市场需求的 60多，明年按照交易规则必须有 10的电量按照电网代理的价格执行（即便是售电公司代购也有 10要按照电网代理价格执行），即真正的交易电量占比约 90，60 已经交易，剩余大约 30会在短期市场执行。
签订长协的比例而言，部分小型火热电厂长协比例低于平均值，这也意味着五大发电集团长协签订高于平均值。这主要是因为2022 年江苏工商业用户全部入市，小型电厂出力不太稳定且对于签订年度长协也没有经验，对于交易不太熟悉，因此小型电厂长协签订不足。

Q：水电价格？
A：不太清楚，公司没有与水电公司进行交易，但预计水电发电厂没有理由降价。可能与核电类似，但水电交易规模不大。发电企业交易主要以火电为主，核电160 亿，风电光伏1800小时，剩下的约几十亿。发电企业交易主体中没有提到水电，水电可能更多用于省间网对网交易，优先农业用电、居民用电等低价电，剩余部分作为国网代理购电满足没有入市的工商业用户。

Q：煤电协商和挂牌交易后是一对一交易吗？
A：电网是黑匣子，双节耦，不能做到也没有必要做到一对一匹配，调度保证平衡即可。只需要保证总量没问题即可，买的量需要等于用的量。

Q：绿电签年度长协，如何保证出力稳定，储能成本谁承担？
A：绿电需要承担偏差成本。如江苏光伏签了900 小时，实际平均年利用小时数有1000，只签了 90的光伏。一方面担心发不出电；另一方面无法保证能够供应。目前年度交易没有精确到现货，有偏差考核。偏差由绿电发电厂自己承担，如买火电等。

Q：电价上涨后，电网收入如何变化？电网只收取固定上网费吗？
A：电网名义上度电收入不变，多个省份上网费有效期到2022 年。有部分由电网代理购电的可能会变，但电网不会在（代理购电）加钱。特别的，不同省份操作不一样。山东峰谷平一样（电网度电收入不变）；江苏峰谷价不同，则度电收入与峰谷平相关。

Q：绿电如何参加月度交易？
A：不知道。目前绿电交易市场是否开不清楚。江苏没有多少绿电能卖，数量有限。绿电交易可以与火电一样，但是如果交易的时候发不出来电，需要额外考虑偏差。

Q：怎么区分买到的电是市场化电量还是保障电量？
A：只要售电公司能买到的电，90 按照市场交易价格形成，为市场化小时数；10 电网代购的有部分保障消纳。具体比例不太好区分。

Q：新能源机组在高峰可以卖更多市场化电吗？
A：不太好选择，电量入市之后比较大的量进入市场。没有太多选择空间。如光伏900 小时发电量接近全部电量。市场目前只开年度交易，但是年度里面不好判别峰谷。目前江苏买的电平均分配到各个月。

Q：售电公司买的新能源电会拆分到月度、日度吗？
A：目前江苏不会，因为江苏没有现货。但是有现货的地区特别是甘肃，要拆到曲线。曲线不足的部分通过现货市场平衡。一般发电企业通过预测保证发电与实际卖出曲线一致。
各个省现货市场对于套利定位偏贬义，不鼓励日内套利，多个省份设置了“回收机制”盈利上限，如只能赚取 20，多出的部分需要被回收到市场分给所有市场主体；亏损则无下限，自负。

Q：绿电只要发出，电网都会收吗？是否考虑处理曲线？
A：目前在江苏是这样。按照签的量发，不考虑发的时间。如果在内陆三北地区可能不太一样。签订的合约带有曲线，有安全搅合。

Q：绿电是否可以自主选择参与交易？电力紧缺参与，电力宽松按照原本电价上网
A：大家都能参与。退出后能否再参与，不清楚。目前都是进，没有退出，因为目前价格都比较高。

Q：江苏900小时光伏电没有补贴？
A：今年参与绿电的都没有补贴。如果是集中式参与市场，后面退出市场可能会有补贴，未来是否保障不清楚。

Q：风光出力曲线预测准确性高吗？
A：日前提前一天很高，90 +。提前几天不好说，5 天就完全不准了。

Q：建设全国统一的电力交易市场，对未来电力价格影响？
A：目前省间壁垒比较强。走电网的跨省通道，通道量有限。西北的电送往江苏，会挤压当地火电的发电小时数。全国交易市场可见预期：1）西北的可再生能源整体消纳量提高，对于华东地区的火电有冲击。2）落地还需要时间。省间交易要解决的问题比较多，短期内难有可视性成果。3 年内不会有明显变化，暂时无法形成明确预期。

Q：绿电碳税补贴机制？
A：绿电和碳税是两回事，两个独立市场。存在双重补贴的情况，如既开发了CCER 又卖了绿证。后续可能会改正，如卖了绿证之后碳排放方面收益可能就没有了。

Q：绿电可以自主决定是否参与市场化交易吗？电力紧缺的时候参与，电力宽松的时候按原本电价上网？
A：理论上是，当作火电卖。绿电可以再开发碳减排属性。目前的情况是倒挂，绿电比火电便宜。绿电按照火电价格卖可能还是不太可行，因为从路径来看，如果想要卖火电价格就要进入市场，一旦进入市场就会被当作绿电，因此会自动将你的绿色权益注销掉，那么不存在碳减排功能，而如果要保留碳减排功能，就需要回到一开始的路径，按照保障小时数进行消纳（按照基准价），这样收益又会变低。

Q：展望未来，绿电和火电谁赚的收益多？
A：参与市场的话，售电价格相差不大，而从成本来看，两者不太好比较，新能源要考虑建设成本，火电要考虑机组类型，其实不太好对比。

Q：请问偏差考核是月度考核吗？惩罚力度如何？
A：不同省份不一样，大多数省份是月度考核，惩罚力度还是比较厉害，例如江苏是 3，就是实际发电量超出过低于计划量的 3，额外部分每度电按照燃煤基准价的 10（0.0391）去惩罚。但是因为有各种平偏差的手段，实际偏差不太容易产生。
安徽按照季度考核，季度内总电量和实际用电量不超过范围内就不要会很大，因此虽然惩罚力度很大，但是实际惩罚量不大，因为季度电量好平衡。此外，有现货市场的省份，例如广东和山东，没有偏差考核，因为日前交易不掉的话日间也能成交，这实际上日前电价和日内电价的差额就是惩罚（也可能是收益）。

Q：售电公司明年最担心什么？什么事情发生可能亏钱？
A：担心的很多，1）偏差考核、能否预测准，如果预测不准就会带来偏差考核，尤其遇到不可抗力派偏差可能会很大，再加上售电公司给用户包偏差；2）售电公司买电签署合约大多按照 60，但是他跟用户签署的可能是 100签署，错配会有风险敞口，特别是如果售电公司跟用户签订的都是对标月度长协，而现在年度长协价格又很高，这就可能会带来亏损；4）现货交易如果开启，这个对宇预测的精度提高到小时，这对于售电公司而言是很大的挑战
Q：请问在该长协电价下火电度电利润是多少？
A：不太知道，只能说边际成本。按照标煤煤耗280-290 去算，不过煤价不好预测。之前国家发文鼓励发电企业和受电公司签署煤电联动合同，但实际上很多电厂还是直接签署价格，煤价变动不会对电价产生影响。其他成本折旧、人工之类的不好预测。

Q：绿电市场交易目前是只有年度长协这一形式是吗？
A：目前是的，还没看到月度绿电交易，有部分省份有想法，例如浙江（因为亚运会，想开一个短期的）。

Q：这次绿电价格低于火电，主要还是绿电边际成本低的原因吗？
A：绿电不参与市场交易之前是燃煤标杆价（超低排放）0.401的价格，只要今年价格高于0.401就盈利。归结起来是因为绿电边际成本更低。

Q 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
A：是更有动力用绿电，今年绿电交易是双方私下交易的，没有挂牌交易，是大家各处打听情况下购买的，都是一个信息不对称的情况。大家都想买绿电，但是都买不到，存在一个寻租空间，并不是很公开的情况。如果是公开市场集中竞价，绿电价格肯定高于煤电，肯定不会倒挂。因为绿证交易价格也要几厘的。

Q：中长期来看，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？
A：技术不是问题，问题在于绿电量不太够，如果近在自己省内卖，西北地区绿电供大于求，东南地区绿电供小于求，这也是为什么组织省间绿电交易。不过其实跨省绿电交易难度还是有点大，都是一事一议。
未来绿电市场化交易是不是独立火电不好说，未来绿电交易模式：1）可能跟火电一起竞争，统一竞价，然后将将绿证属性单独来卖，2）绿电电单独交易，类似于PPA 方式，单独进行双边市场交易。但是绿电单独开一个集中场内交易不一定，现在没有场内交易，主要是双边协商，然后在电力市场进行备案。

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？
A：都有，主要方式有：1）确定分成比例，例如按照涨停价为基准，在此基础上电价下降的部分进行分成，2）固定收益模式，固定服务费模式（每度电多少钱），3）按照固定电价，这种模式对售电公司比较有利。

Q：国外PPA属于场外交易吗？
A：如何定义场内场外呢，即使是在场外交易的也需要在场内进行备案，其实我们不太将其分成场外交易或场内交易，都算作交易中心统一组织的交易，只是形式更加独立和不透明。

Q：后续其他省的年度交易会出来吗？
A：会出来，这都是要公开的，后续很多交易都是挂钩交易中心年度交易价格的，所以应该都会出来，不过各省公开的范围不一样，江苏省是完全公开，有些省份是市场主体公开，即使这样都会留到外面。

Q：省间交易大范围应用最大的难点在哪儿呢？
A：1）物理上通道不到，2）通道够了使用权归谁，以及使用权价格如何确定。目前我们没有现货市场，也没有输电权的交易。所以我们需要一个现货市场，省间交易大范围应用最好是每个省形成自己的现货市场，然后跨省交易整体互联会好做很多。3）跨省交易会影响本地发电企业利用小时数，地方可能会有抵触。不过结合控碳政策，当前最新政策是如果使用清洁能源，地方能耗指标不包含此用电量，这对于省间绿电交易是利好，不过这个利好相对于问题而言比较小。技术层面没有太大问题。

Q：以后上绿电项目会不会取消保障性消纳，让绿电全部进市场？
A：有可能，基于绿色权益来保障市场主体对于绿电本身的偏好，叠加当前煤价高企，煤电价格高于绿电价格，可能绿电本身对于市场的角度而言属于稀缺状态，所以更容易接受。所以即使保障性消纳下降，未来市场消纳绿电还是能够实现的。

Q：江苏这次的绿电年度交易是全国第一个省吗？
A：不是，9 月份就有了，上海、江苏、安徽等都有，类似于这次的绿电交易也不会仅有江苏省有。但是不同省的绿电交易做法不一样，例如安徽不太想绿电进入市场，希望收购绿电按原来火电基准价格购买，买来用来保障农业用电和居民用电，安徽会不会开不太清楚。

Q：宁夏的电怎么输送到江苏的企业？
A：跨省跨区交易，通过特高压直流。不过这个是一事一议，不具有代表性。绿电如何进入江苏是一个结算的问题，宁夏往全国大电网中送进一亿度电，江苏用了一亿度电，然后合约就算有效，通过签发绿电消纳证明来说明这是绿电。