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昨天和大家分享了電力市場政策第一期：

建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的原因和政策的重要內(nèi)容

今天和大家分享電力市場政策第二期：

Q1：用戶端購買溢價綠電是否不符合商業(yè)邏輯？

A：考慮到目前國際上開始執(zhí)行的碳稅，購買溢價綠電有益于成本控制。購買綠電意味著對新能源發(fā)展做出貢獻，也是對減碳去碳做出貢獻，最后落實到碳稅上有優(yōu)惠。

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Q2：華東區(qū)域用電問題核心是否為結(jié)構(gòu)性缺電？現(xiàn)貨價格是否會受到生產(chǎn)線剛需波動？

A：現(xiàn)貨交易的波動性很大，但是國內(nèi)最多允許2~3倍，國外有時候會到10倍，完全是市場決定的。以山西為例，試行現(xiàn)貨平均結(jié)算價0.42元/kWh，最高價1.5元/kWh。

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Q3：部分省份考慮到電力市場化導(dǎo)致價格會上升，而華東地區(qū)能夠承擔電價上升，因此售電地區(qū)傾向85%~90%合約價+10%現(xiàn)貨價的政府談判意愿不足，導(dǎo)致中長協(xié)合約價談判進展較為緩慢？

A：現(xiàn)貨交易最多10%~15%是受制于技術(shù)原因，現(xiàn)在中長期進展緩慢是煤價的問題。

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Q4：從投資方看，IRR提升后是否會加速新能源投資？

A：從物理角度而言新能源發(fā)展有制約，電網(wǎng)的大數(shù)據(jù)與智能化發(fā)展程度不足，目前風(fēng)電還是采用省內(nèi)平衡，需要電網(wǎng)同意才能建設(shè)。光伏發(fā)展前景較好，產(chǎn)業(yè)園區(qū)、新興農(nóng)村建設(shè)等發(fā)展的光伏能夠結(jié)合用戶側(cè)、儲能需求發(fā)展，目前具有更好的市場前景。

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Q5：電網(wǎng)公司關(guān)于全國統(tǒng)一電力交易體系的建設(shè)成本如何傳導(dǎo)到用戶側(cè)？輔助服務(wù)呢？

A：電網(wǎng)的投資成本是通過輸配電價補償，由國家3年一周期確定，和市場無關(guān)。輔助服務(wù)未來將通過中長協(xié)競價解決，與電網(wǎng)壟斷無關(guān)。

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Q6：指導(dǎo)意見中的“鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核?！比绾谓庾x？

A：此前棄風(fēng)棄光量較大是不合理的，導(dǎo)致了發(fā)電投資方不滿。未來隨著新能源規(guī)模增長，一定規(guī)模的棄風(fēng)棄光是在資源調(diào)節(jié)中從經(jīng)濟性上考慮是合理的，因此才考慮在這部分排除對棄風(fēng)棄光率的考核。

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Q7：如果有上述規(guī)則，三北部分光伏基地的利用小時是否會低于設(shè)計?

A：比如說隴南通道與隴西通道容量不同，放一起考核顯然是不合理的。預(yù)計2022年棄風(fēng)棄光可能維持在現(xiàn)有的水平，如果容量電價政策出臺后棄風(fēng)棄光率可能會提升。

電力市場政策第二期就分享到這里，明天和大家分享第三期的內(nèi)容：

Q8：未來達到目標后，80%中長協(xié)+20%現(xiàn)貨的格局是否形成？

Q9：長期來看現(xiàn)貨市場定價對各類電源IRR的影響？

Q10：負電價是否會出現(xiàn)？

Q11：靈活性改造煤電、抽水蓄能調(diào)峰成本低，如果進入市場后，會對化學(xué)儲能造成較大沖擊嗎？

Q12：售電公司的唯一資源來源是電網(wǎng)，其獨立性與市場化程度是否受影響？

Q13：如何鼓勵社會參與售電公司投資？

Q14：西北地區(qū)的風(fēng)光強制消納到達極限，今年是否會有強制消納的指標？

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