广东电力交易电话会总结:

1)广东年度价格会高于去年，. 上浮20%左右，高耗能用电价格低于非高耗能无法超20%.上浮

2)广东风光原则上也可以参与现货，但是比例不大而且今年已经作为现货出清的边际条件了，所以对明年出清价格影响不会很大

3)广东独立储能可以参与电力交易，但是收入主要来自于调频辅助服务，所以参与积极性很低;火储联合项目不能参与4)广东绿电交易分年度和月度长协，结算优先于一般的电力交易，去年因为用户侧套餐里面没有环境溢价所以月度绿电交易价格没有超过火电，但是今年用户侧套餐修改了，绿电交易价格=火电交易价格 +环境溢价(最高5分) ;绿电交易规模是能够参加绿电市场的机组利用小时数再乘一个系数，作为能够参加绿电交易的电 量.上限，系数今年0.5明年0.8; 2022年总交易量30亿度，年度交易10亿+,差不多每个月还会有几千万到两亿的成交量规模

5)广东三种交易品种:双边协商/挂牌/集中竞争，标的都是明年365天x24个小时，就是8640个小时的颗粒度;双边协商价格范围0-0.15元/度，每一个小时可以定义交易电量或价格，但是单个合同加权的价格需要落在20%限制里面;挂牌交易和协商交易类似，但是不能单独定每个小时价格;集中竞争交易一共有36个标的(峰平谷三种电价乘以12个月)，会有所谓标准的分解曲线。绿电现在只有双边协商的形式，具体分解到小时按照每个月交易中心发布的曲线

山东电力交易电话会总结：

1）山东中长期协议：因为全电量参与现货所以年度长协占比去年为零今年也只有15%左右（分母用电量）大头还是月度长协；核电不入市，集中式风光如果参与电力交易后续不能退出（不参与中长期交易的电站电量中10%按照现货价格结算）
2）火电盈利：到山东标煤长协1000左右，现货1700-1800，进口煤2000，平均盈亏线1100，哪怕全部都是长协也赚不了多少钱，所以煤价不跌太多火电会持续定格20%
3）山东现货：除了海风相对稳定参与现货可以多盈利，其他新能源没有入市的意愿
4）储能：现货4-5毛的价差不够大时间也短，负电价时有触及，但是上限价格不够高，主要因为：1）火电持仓量太重经常会进现货买电履约所以也不会把价格打太高，2）山东现货有对过高出清价格的监管，铆钉环渤海指数（失真），所以火电即便亏损也不能报太高价格
5）工商业分布式光伏：两个利空，1）调整分时电价政策为了消纳更多光伏在光伏高发的时候下调电价影响受益，政府本意是为了迁移负荷；2）政府希望分布式光伏也开始承担不平衡资金


云南电力专家电话会总结：

1）云南政策明确火电未来收入主要靠两方面：风光电站出灵活性调节容量补偿，电力用户出电能量价格——对于亏损严重的云南火电来说，增收主要来自前者，电能量价格不会有太大涨幅；但是对市场化交易电力用户来说，购买清洁能源必须捆绑购买火电，火电可交易未交易部分，溢价结算，在所有电力交易用户里分摊
2）云南政策明确所有风光电站（包括存量）必须配储，否则电价按照市场化交易均价打九折结算；试行阶段，风光电站未配储缺口在10%以上只是鼓励购买火电调节容量，试行期结束要强制购买；目前云南平均配储比例为10%，该数字根据电力系统运行情况滚动调节
3）政策推广性：云南一直是电改的排头兵，运行经验也会被中央借鉴；全国大概率不会出台统一的容量电价政策，最多是一个框架性文件由各省根据实际情况出台规则，类似现货市场交易的文件
4）专家对绿电盈利比较乐观，后续会出台新政策完善绿电交易价格