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火电以及新能源电价形成机制
火电企业：燃煤基准电价、市场电价（中长期市场+现货交易）。 2020年全国市场化交易电3.17万亿度，占全社会用电量41%.中长期合约是金融合约，先于现货市场完成，中长期市场占比在90%（这一轮20%的涨幅指的就是中长期市场），中长期合约也是一个曲线，根据对于风光出力的预测。

现货交易：是日内交易，以全社会发电成本最低为目标，在满足安全和物理特性情况下，优先调度系统中报价最低的机组（现货目前没有设置涨幅上限）。现货交易反应真实的情况。如果预测曲线和最后的实际负荷曲线偏差太多，交易会产生亏损。
电改后在电力紧缺的情况下，多数电会走市场化交易以求更高的溢价。
典型现货市场价格曲线

新能源电价形成机制
新能源企业享受到的电价包括：发电标杆电价（与燃煤或水电标杆电价挂钩，或通过项目招标竞价产生）、市场电价（中长期市场+现货交易）、补贴、绿电交易、碳交易.基本可以分为基础电价和补贴相关电价。基础电价主要为标杆电价和市场化电价，新能源企业都可以参与，市场化交易由于电价高低取决于供需，与补贴无关，因此可以与补贴共存。另外一部分是补贴相关的电价：绿电、绿证、碳交易都可以认为是一种外部性补贴，不能与风光度电补贴同时存在。

存量补贴项目：标杆电价/市场电价+（补贴/绿证/碳交易三选一），补贴为3分到3毛钱，市场电价过往折价2-3分钱，现在有溢价，新能源企业也可以参与市场电，但不是每个省的新能源企业都可以参与，有一些条件限制，而且新能源出力的时候通常都是电价比较低的时候。市场电目前占比有22% 。绿证是2分钱的溢价，参与绿证了就不能参与补贴。
增量平价项目：保障小时数以内走标杆电价，保量保价；保障小时数以外可以参与市场电价、绿电交易等。绿电交易目前是3-5分的溢价。

新能源企业电价能否涨？
火电企业交易价格范围浮动幅度从- 15%~10%扩大到+20% 。高耗能与电力现货不受限制。

关于市场电：预计更多省份会放开新能源参与市场电交易，享受火电市场电浮动部分。
关于碳交易：目前尚未放开，欧洲现在已经把风光发电剔除了碳交易市场（因为供给太多影响价格，且很多项目已经有补贴不能享受碳交易），理论上后续无补贴项目，经过认证我们认为是可以参与的。关于绿电：目前溢价3-5分钱（3分钱相当于组件价格溢价0.3元/w ，相当于10万元硅料价格）。
火电涨价20% ，为何绿电没有涨那么多？因为目前的交易对手实质性还是电网，卖给电网，电网再卖给用户，长协和跨省交易还未理顺。理论上如果跨省买绿电可以抵扣买方省份的非水消纳权重，高耗能企业购买长协也可以抵扣能耗指标。后续我们觉得会逐步放开，预计交易比例会逐步增加，直至全部新增可再生能源均参与绿电。这个需要时间。

20年前，新能源消纳强调消纳空间，电源的规划围绕接入条件。发布红橙绿各省市场环境监测，要求限电率不超过5% ，平价项目全额收购，竞价项目保障小时数以内脱硫煤价，之外市场化交易方式计算收益。引导降电价、补贴退坡。

21年后：开始强调目标责任。设置各省非水消纳权重。建设以新能源为主的新型电力系统。简单来说：新增规模不完全以消纳能力为限，以双碳目标为限，消纳支撑发展需求。纳规模如果不够，那就再新增配套建设。如本来十四五特高压建设为7条线，现在预计加到9条线。建立了保障性规模，电网企业保障并网，电网能接尽接，消纳义务也不仅仅限于电网，电源企业也要一起参与。

新能源行业展望

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