廖总 中德创新联盟碳中和专委会副主任
浙商电新首席分析师 邓伟
主持人:
浙商电新首席分析师 邓伟
邓总:
昨天绿色电力交易市场化启动,很多人不了解。
议题:
1. 绿电交易和过去电力直接交易、碳资产、绿电交易模式对比
2. 绿色电力市场化交易机制机制
3. 绿色电力市场化交易资本市场利好
廖总:
昨天发改委能源局启动绿色电力市场化交易试点。
原因:国家处于重要节点,装了5.5-6亿元的光伏,补贴压力很大。
将走到12-13亿元,火电峰值12-13亿元后将下降
未来两者交汇后,绿色电力补贴将由什么取代
我们现在直接规定绿色电力取代
中长期期货交易,定义半年或1年以上,企业购买绿色电力,计算在每年用电计划中。
最大区别:
绿色电力市场化交易指向用户端
冲淡消费端能耗或碳排放
绿色电力给了很大的优先权,优先结算、调度、安排
看重扩展用户需求,在市场中购买绿色电力
直接交易 -》传导出有意愿承担社会责任的用户
哪些参与绿色电力交易:
1. 风电 光伏
2. 电网
3. 大的用户和送电公司
一旦参与绿色电力市场化交易后,部分带补贴的新能源项目不需要领取补贴。如德国,售电超过55欧元,奖励部分,低于一定对应补贴,需要耐心设计。中国政策更加直接,针对有用绿电需求的用户,后期将有政策出来。
政策顺序:
1. 配合光伏
2. 电动汽车、储能
牵扯到信息化ICT、绿证、CER
用户会获得多种收益的可能和多种交易的可能,方式拓宽
规则比较明确:双边协商、挂牌、撮合竞价(电网)
明确但不清晰,定价方式不够清楚,将逐渐完善
鼓励长期购电市场,倒逼现货市场怎样转成现货每月的结算
怎样提供绿电的取现
怎样绿电交易和碳交易结合
改革走到这一步,电市场、碳市场的耦合,双重收益和双重管控结合
绿电、天然气、碳 3个市场耦合,形成环境因素的收益。
气象、用户意愿、用户甄别很重要。
目前政策还不算清晰,哪些地区消费意愿较强、试点不清楚。
我们判断用户甄别:
1. 外企,尤其是欧洲企业
2. 政府:学校、医院、政府大楼
3. 民营企业
4. 公益性组织,等等
会不会从怀疑观望的态度,转变为参与第一、二批,希望快速购买到绿电,打通供应链系统。看信号。值得我们共同期待。
邓总:我们看好的标的
1、最明显的收益方,新能源的运营商
昨天交易价格比当地原来高3-5分钱,光伏风电上网电价3毛钱左右,高的价格15%不到。
过去风电光伏也参与市场化交易,占1%不到,市场化交易价格偏低
加了3-5分钱,比原来高,但价格也不一定高于火电上网电价。
风光伏的运营商是最大的收益方,有更好的效益。
2、绿电发展需要调动需求侧市场,赋予了环保属性,对环保属性更加重视,供给侧和需求侧更好的联动。
风光伏在需求侧也得到重视度,两方面提升重视度。
供给侧和需求侧两方面同步提升绿色电力的占比。
过去只从供给侧提升。
供给侧和需求侧同步提高绿色电力的概念更加深入人心,长期利好风电光伏的发展。
3、风电光伏发展需要电网、储能的支撑。
智能电网和17‘23‘’或者是24‘23’‘?,调控调频和新能源并网的支撑
明确利好电网和储能。
绿电的期货交易,包括未来绿电现货交易,离不开交易平台
交易平台 - 国电南瑞
建设在调度平台的积累,调度软件的能力有助于开发更有效率、计算能力更强电力交易平台。
Q&A
Q1:我国风光资源密集地和用电有错配,发电侧和用地侧打通后,成本由电网承担?
A:现在交易市场有疑问
1会不会建立全国统一的电力交易市场
2怎样做跨区交易,向购买意愿较强的企业。交易价格会考虑交易体系,但不会完全由此构成,设计交易规则,不会一味抬高价格,否则失去竞争力。
Q2:未来是否会有违约风险?会不会体现在措施上?
A:履约风险在没有建立现有试点的省份区域,在讨论怎样从期货快速转为现货的交易排除调度风险、系统瓶颈都客观存在,从客观上讲,绿电交易不属于所有交易里麻烦的
可以把现有的交易方式转换过来
可以期待后续跟进新的政策,尤其关注
Q3:绿电交易和绿证的关系?再谈谈绿电和碳交易的耦合?
A:怎样体现环保的价值?绿电、绿证作用在不同区域,绿证主要在发电侧,绿电主要在用电侧,绿证对CTER影响较大,绿电配额体系和碳配额的体系在不同部门,目前还没打通,两份环保价值,承担两份环保压力
未来趋势可能CTER重启后会和绿证并存一段时间,未来走向两证合一,未来政策留了伏笔,绿电不断完善,留在电力交易本身体系,而绿证和CTER在独立体系和绿证衔接过程中,接下来单独建立绿证制度
可再生能源信息中心,根据绿电交易试点
北京和广州将核发一部分绿证,慢慢走向全国统一,和绿电也统一
绿证 接近于一个中间政策
绿电 贯穿整个过程,贯通传导
CTER 碳配额企业需要关注
月底前将会有更多政策和解读,各地的政府将出台本区域的政策,将会更加清晰
Q4:电卖给用电企业后,是否会考虑到省的消纳责任权重产生额外费用?
A:消纳责任权重指省内发电企业新能源电力的比重,电网对新能源企业的承诺,用户购买电力并不冲突,销纳是边界值,交易是累积值,累计的绿电交易要高于销纳权重,绿电交易是金融层面的事情
Q5:现在光伏风电相对平价,补贴较少,为什么还有变相补贴?
A:原来的和较早的投运的补贴仍然存在,明年可能没有补贴了,这是新老合成的问题。
Q6:企业怎样购买绿电,未来发展商业模式是B2B还是统一分配?
A:比方说苹果在贵安做绿电中心,在当年需要先并到当地电网里,但没办法证明是100%绿电,不是直接交易,没法证明全部用电是绿电,所以开绿证,是个间接模式,证明购买某家电厂100%的绿色电力。绿电交易是直接模式。个人希望用区块链技术溯源,电厂和电网合约、配电网和省级电网合约、省级电网和用户都用区块链,都可以证明是绿电。在试点可以操作绿证,但如果以后要求100%买电力将会非常麻烦。具体可以关注市场的检验。
Q7:目前绿电是和绿证相似吗?
A:像碳税和碳配额,相似但终极作用意义不同。绿证证明发电100%绿电, 相对单一;绿电交易代表交易过程,贯穿发电侧和用电侧的整个过程,是全生命周期的管理。关注重点、作用力不同。
Q8:绿电政策对新能源电力需求的增量规模预计多大?海外实施绿电政策后相应的经验是什么?
A:二级传导,第一影响新能源收益,更多收益进入新能源补贴,更多的新能源可以容纳。影响有多大要看市场的确认。另外一个现象需要注意,电力商品,因为电力的属性,同质化严重,没有质量差异。绿证,打破了同质化,影响用户心理。有的人支撑导致价格上升和有些人不支持导致价格下降,会取中间点,产生新的预期。目的不是知道谁要买。海外如美国,额外的通讯路由器对应的送电公司,不同送电公司的电力来源不同。德国澳洲,直接交易的方式,用价格保证绿电。社会整个系统,减排绿色向各个环节开放的过程。目前是个信号。
Q9:现在锂电储能成本太高,短期大批上储能是不是有瓶颈?
A:储能分为发电侧、电网侧、用电侧。用户如果需要绿电,用储能实现100%的绿电,是未来的趋势。将会是储能公司的挑战,很难证明储能是100%的绿电。过去的新能源关注于自己是设备制造商,没有真正渗透到电网调度和交易、用户用电行为和绿色环节,包括CTER、碳,概念上有,但象征意义和金融意义远远大于物理意义。储能难以证明绿电的比例,我们电网运行没有做区分。储能有互动属性,需要付出渗透到用户端的更多,IJT、交易理解、交易过程关注更多,对储能挑战很强,同时也是机遇。
Q10:绿电交易和现在电力交易有什么区别?
A:举例子,招新人,毕业生用毕业证,或者是根据能力判断,固定价格。交易市场中,价格可以高于补贴的价格。尤其是期货中,前后交易价格会有变化,理解期货价格对现货价格的压力。
Q11:之前绿证发电侧需要申请吗?
A:都要到北京和广州可再生能源信息管理中心认证,不复杂。
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