会议要点

1、新能源市场现状及挑战

· 近年来，新能源装机容量增长迅速，但配套机制未能跟上，导致新能源收益无法得到合理保障。

· 新能源外送消纳和政府行政干预是目前的主要矛盾，导致新能源收益严重受损。

· 新能源市场主要包括中长期交易、绿电和绿证交易及现货交易，但现货交易量较低。

2、绿电和绿证交易

· 2023年绿电交易量达到200 695亿，绿证成交量接近2450万张，成交价格约为20元/张。

· 绿电和绿证交易总量约为950亿，占新能源市场化交易电量的14%，但大部分新能源未享受溢价补贴。

3、中长期交易机制及问题

· 新能源参与中长期交易机制不完善，导致高买低卖现象严重，影响收益。

· 政府已开始调整中长期交易签约比例，部分省份如山西、广东已取消中长期签约要求。

· 中长期交易价格下调对新能源尤其是光伏造成冲击，例如甘肃将股单电价从0.24元调至0.15元。

4、现货市场及调频增量市场

· 现货市场问题突出，新能源在现货市场的多发电量按低价结算，影响收益。

· 现货市场的调频增量市场规定新能源多发电量按4分钱结算，远低于现货价格。

5、政策及未来展望

· 国家出台多项文件推动绿电和绿证交易，包括75号文和1044号文。

· 绿电市场面临购买力不足的问题，需通过配额制和用户侧落实来提升购买力。

· 绿电溢价从2022年的7分钱下降到2023年的6分钱，未来可能继续下降。

6、投资者问答

· 国家积极发展绿电和绿证市场，通过市场化手段保障新能源收益。

· 绿电溢价对新能源收益有重要补充，但购买力不足导致溢价下降。

· 政府正在考虑将新能源调节费用传导至用户侧，以保障新能源收益。

· 新能源在中长期交易中面临高买低卖问题，需通过合理调整交易策略解决。

· 绿电跨省交易面临曲线难定、价格争议和政府行政干预等问题。

7、其他问题

· 绿电和绿证交易价格主要由供需决定，国内市场与国际市场价格差异较大。

· 新增高耗能企业需认购20%配额，但高耗能产能利用率不高，需求增量有限。

· 绿电跨省交易面临曲线签订难、价格争议和政府行政干预等阻碍。

· 通过以上要点，可以看出新能源市场在快速发展的同时也面临诸多挑战，尤其是在交易机制和政策支持方面。未来，随着政策的进一步落实和市场机制的完善，新能源市场有望得到更好的发展和收益保障。

Q&A

Q：当前绿电市场的溢价情况如何？未来会有哪些变化？

A：目前绿电的溢价大约在6分钱，相较于2022年的7分钱有所下降。这主要是由于供给增加，导致供大于求的情况。然而，如果能够有效实施购买配额制度，这种情况将得到缓解。此外，国际认可对于绿电市场来说是锦上添花的事情，主要是为了推动国内市场的绿色低碳转型。即使国际上不认可，我们也可以通过国内市场的配额制度来调控绿电交易的活跃度和价格。

Q：国家会通过哪些措施来支持新能源的发展，尤其是在绿电和绿证市场方面？

A：国家正在积极发展绿电和绿证市场，目的是通过市场化手段保障新能源的收益。自2021年取消补贴以来，国家希望通过市场化显现绿色属性的价值，来疏导用户侧的成本。目前绿电的溢价在3到7分钱之间，较国外高。未来，国家可能会出台政策，将相关责任从审计考核转移到用户头上，以稳定现有的溢价水平，保障新能源的收益。此外，加快推动系统调节费用向用户侧传导，也是对新能源的重要保障。

Q：为什么新能源在中长期的价格压力会更大？

A：新能源在中长期的价格压力主要是由于其高比例在市场中的占比增加，导致价格折价幅度加大。虽然在现货市场中折价的力度可能更大，但在中长期市场中，由于供需关系的变化，新能源的价格压力会更加明显。这与标杆定价相比，新能源在中长期的折价幅度会更大。

Q：新能源电厂在签订中长期合同时，是否存在因为机制不完善导致的阶段性问题？

A：是的，新能源电厂在建设过渡期或初期，由于机制不完善，可能会出现阶段性问题。例如，如果签订了一个合理的存放期，收益就可以提前锁定。但是，如果折价力度过大，对新能源电厂来说可能不利。

Q：新能源企业在签订年度合同时，是否存在交易期限的约定问题？

A：是的，新能源企业在签订年度合同时，通常会约定交易期限。但这个约定通常不会非常精细，而是一个大致的曲线。然而，这种方式在实施交割中可能会出现问题，比如在分解到每一天的时候，可能会出现交付困难的情况。

Q：新能源电厂在签订年度合同后，是否存在因为交易量过大而在现货市场上遭受亏损的情况？

A：是的，新能源电厂在签订年度合同后，如果交易量过大，可能会在现货市场上遭受亏损。这是因为在对角线这个机制下，对于某些新能源来说，可能会产生很大的亏损。例如，某个新能源电厂在一月份的时候，由于出力不足而无法满足合同要求，只能以高价从现货市场上买入，导致整个月份没有赚钱，反而需要向市场交付不少钱。

Q：对于中长期合同的签订，是否存在每个月的交易量是直接平均除的情况？

A：是的，对于中长期合同的签订，我们通常会将总量除以12个月，然后再将每个月的量除以该月的天数，得到每一天的交易量。这一天的交易量就是按照年度签合同的期限分配的。但是，由于新能源的出力难以精确预测，这种方式可能会导致一些问题。

Q：新能源电厂在签订中长期合同后，是否存在因为预测不准确而导致的交易策略问题？

A：是的，新能源电厂在签订中长期合同后，如果预测不准确，可能会导致交易策略出现问题。一方面，预测的水平可能不够，另一方面，由于缺乏经验，可能会出现一些主观的问题，导致交易策略出现问题。

Q：新能源电厂在签订中长期合同后，是否有可能通过现货的经验去拟合更好的中长期的体现，以改善现状？

A：是的，新能源电厂在签订中长期合同后，确实有可能通过现货的经验去拟合更好的中长期的体现，以改善现状。这是因为新能源的竞争优势在于，越到临近交割的时候，预测更精准，低边际成本的优势才能发挥出来。然而，由于现在的市场机制不完善，活跃度和流动性较差，这种改善可能需要一段时间。

Q：欧洲市场的电力交易模式是否可以在中国实施？如果不能，是什么原因阻碍了这一点的实现？

A：中国的电力市场化交易水平还没有达到欧洲的高度，这主要是因为高度市场化的电力交易对市场主体的要求较高，同时也对运营监管提出了更高的要求。例如，期货市场的多空交易可能会导致价格波动较大，这对我们的监管能力提出了挑战。此外，我们的股票市场还存在一些问题，例如一些应该退市的公司无法从市场中清除。总的来说，中国的基础设施建设和监管能力都还需要进一步提高。

Q：在推动绿电交易的过程中，消纳责任权重将如何分配？用户侧是否需要承担更高的成本？

A：消纳责任权重的分配和成本疏导机制的打通是市场化进程的必然要求。但在现有环境下，我们更注重保护民生，因此这些改革可能会逐步推进。如果所有合理的成本都向用户疏导，用户的电价可能会上涨。但政府在这方面会持比较慎重的态度，可能会分批次推进，例如先让高耗能用户承担一部分成本，再逐步放开比例。

Q：高耗能用户的定义是否会扩大，纳入更多的行业？

A：国家层面上只会提供原则性的指导，具体哪些行业被纳入高耗能用户，更多的权力会下放给省政府决定。

Q：如果进行绿电交易，绿电需求侧扩容，其溢价是否能够弥补新能源需要承担的成本？

A：在大部分省份，绿电交易的溢价应该能够弥补新能源需要承担的成本。但在一些干预过于严重的省份，这可能会有困难。

Q：如何看待政府对电力市场的不合理干预及其对新能源企业的影响？

A：政府对电力市场的不合理干预，特别是强行压低市场成交价格上限，对新能源企业造成了显著影响。例如，甘肃省将电价从0.24元直接下调至0.15元，导致新能源企业难以维持合理收益。广西省通过政府授权合约将价格压至0.38元，虽然有一定补偿，但仍对企业造成压力。新能源项目的市场均价在0.41元左右，带补贴的项目价格在0.45元到0.46元之间。过度的价格压制不仅没有合理保障新能源企业的利益，反而打击了投资积极性。未来需要加强对不合理干预的监管，保障新能源企业的合理收益，避免出现长时间零电价等极端情况。

Q：为什么新能源企业在电力市场中不能成为利益受损的一方？

A：新能源企业在能源转型中发挥着重要作用，过度压低其电价会打击投资积极性，影响绿色低碳转型目标的实现。虽然拉大峰谷价差可以促进供需平衡，但过度压低价格会导致新能源企业收益大幅下降。新能源企业的合理收益是保障其持续发展的关键，不能一味地为了工商业用户的利益而忽视新能源企业的利益。实现双碳目标需要新能源的持续发展，因此在市场调控中应平衡各方利益，避免过度干预。

Q：如何推测绿电交易的价格区间？

A：绿电交易的价格区间预计在3到7分钱之间。这一推测基于供需关系和市场机制的考虑。虽然美国的绿电交易价格不到一分钱，但中国市场的情况不同，价格区间会受到多种因素影响，包括政策支持、市场需求和供给成本等。

Q：绿电的溢价是如何确定的？

A：绿电的溢价主要是由市场供需决定的。从21年9月份开始推绿电交易到现在，整个交易的均价在一个范围内，波动范围较大。最高的溢价可以达到1 0.13元，最低的则只有一两分。但整体上，绿电的品质水平差不多在3到7分钱。这主要是由于购买者有一定的心理预期，愿意支付这么多的成本。最早的时候，绿电是买方有需求，他们找到了交易中心，愿意多付出这个溢价。交易中心就去找新能源公司，说有愿意买的诉求，可以报出比基准价更高的价格。双方就在这样的一个评价项目中，参与的卖方，大家就交易出来的这样一个情况。

Q：每年新增的平价风光电费会对绿电的价格产生什么影响？

A：新上的平价风光电费会对现有的价格造成一定的冲击。但目前来看，这个影响还不大。比如，我们刚才说的二三年比22年只降了一分，绿电的这个溢价，然后利润也是只降了一分。整体上还可以接受。但是今年的话，很多省份就想以这个十块钱买一张绿照，相当于就是一度电就一家一分钱然后来买。现在成交了一些，但是整体上现在这些卖的这个主体，也不想把这个利润一下子降这么多家给他卖出。双方还在这个博弈的过程中。

Q：对于绿电的需求，未来有什么变化？

A：我感觉这一块，主要还是要把这个购买力这块儿，配额弄下来以后才能真实的稳住。现在仅仅是这个呃主要是发展集团之间，他们想进行联盟？然后价格稳住，我感觉将来主要还是靠这个需求。现在最新提的是新增的高耗能百认购20%配额。但现在高耗能产能利用率，我不知道他有谁愿意在新投产一些高耗能产能率也本来也不高，那这个需求的增量感觉也不是很多。将来也会向更多的工商业用户全面的铺开。

Q：在绿电交易中，当前面临的主要问题有哪些？

A：当前绿电交易面临的主要问题包括以下几个方面：由于绿电交易需要与现货市场衔接，买卖双方在签订交易曲线时存在很大分歧。尤其是东南沿海地区的买方在中午时段发电量较大，这使得交易曲线难以达成一致。买方希望以更低的价格购买绿电，尤其是在当前供给增加的情况下，他们不愿支付高溢价。然而，卖方不愿意降价出售，导致交易难以达成。上半年，部分买方因不愿支付高价而未能达成协议。由于国家对可再生能源消纳责任权重和能耗双控的考核越来越严格，各省优先解决本省的消纳问题，限制跨省跨区的绿电交易。这种行政干预使得一些省份的绿电难以外送，进一步降低了上网电量，影响了新能源的收益。这些问题虽然严重，但属于过渡性和阶段性现象，预计会加快解决，以保障新能源的收益。