老梅称小梅下战打帕奎奥

整县屋顶分布式开发试点工作点多面广，直接关系老百姓切身利益，投资开发主体复杂，监管难度大。

组织人员强化线路的巡视、测温、深入开展设备隐患的排查，安排好应急抢修力量，随时应对突发状况。目前，春节保工作一切准备就绪，公司托扎敏乡供电所全体员工全力以赴保电网运行，确保广大用电用户度过一个欢快祥和的春节。

信息来源：国网鄂伦春自治旗供电公司近日，随着2022年北京地区年度电力直接交易结果出清，京津唐地区2022年年度电力直接交易圆满完成。自10月份以来，全员出动，先后前往北京、天津、冀北访问大客户和售电公司共70余家，坚守公司利益最大化原则与购电方开展了艰难的洽谈，提前锁定交易合作电量，售电价格在政策规定范围内做到了基准价上浮20%的上限，即392.26元/兆瓦时，较2021年市场交易均价提升了81.48元/兆瓦时，实现了电量、电价双丰收。2022年是煤电企业发电量全部市场化的第一年，交易分为年度双边协商交易和月度集中竞价交易两大部分，其中，年度交易电量规模占到全年市场化交易总规模的80%以上，由北京、天津、冀北三地双边协商交易和电网代理购电交易四部分构成，起到了中长期电力交易压舱石的作用。下一步，市场营销部将持续关注各类交易最新政策和公告，根据公司月度发电能力做好月度交易工作，将月度交易起到全年电量调节器的作用，确保顺利完成年度发电量目标。

为了顺利完成2022年年度电量交易工作，市场营销部克服人员少等困难，于2021年10月初开始筹划布局。岱海发电公司共成交售方上网电量92.88亿千瓦时，折发电量约100.80亿千瓦时，已落实利用小时数在同类型点对网电厂中名列前茅经历三十余年积累，目前已形成了管住中间，放开两头的电力市场化体制架构以及在空间、时间、交易标的层面均有广阔覆盖面的全市场体系结构。

中金公司认为，复杂的电力市场交易或带来可再生能源盈利能力差异化，利好具备专业交易能力、管理水平较高的新能源运营商。另一方面，由于电力市场交易品种繁多，现货交易要求高频次报价，新能源想要在电力市场中获得超额收益，必须提升交易决策水平，实现交易自动化。在发电侧，参与电力交易的机组以火电为主，水核风光亦部分参与。转型，提升电力市场对高比例新能源的适应性。

同时，在储能逐渐成为新能源场站标配的趋势下，准确的功率预测还能够使新能源场站精准调节储能充放电策略，配合风光发电在现货市场和辅助服务市场中实现收益最大化。现货市场在全国第一批8个试点地区开展了多轮长周期结算试运行，第二批6个试点地区正在加快建设。

现货交易能够在发电侧形成分时电价，反映不同时段的电力供需，同时作为指挥棒引导各类发电资源进行灵活调节。中金公司表示，中国的电力体制由政企合一的垂直一体化经营过渡到厂网分开，再由发电侧多元化竞争逐步向售电侧市场化过渡。2021年10月，1439号文将市场化电价上下浮动范围进一步放开至20%，此后多地集中竞价成交电价实现顶格交易，标志着能涨能跌的市场化电价机制初步形成。部分地区交易方案中虽明确鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动的条款，但从目前情况来看，煤炭现货价格尚未回落至长协价格调整区间（550-850元/吨），中金公司认为短期内电力市场交易价格或维持上浮水平。

加之能涨能跌市场机制业已建立，售电公司需要深耕业务能力，加强服务水平和风险管控能力。浙江、山东自2021年12月起也在开展结算试运行。2021年10月8日，国务院常务会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施。电网侧独立储能电站容量电价或可期。

中金公司看好新能源装机持续增长和电力市场建设双重驱动下对新能源场站功率预测和交易软件的需求景气度增长。短期来看，多地2022年电力长协价格上浮，煤炭价格初步得到合理控制，火电盈利得到修复。

二是配合新能源大电量、小容量的生产特性，推动新型电力系统中传统机组由提供大电量、大容量转向提供小电量、大容量，建立适应这一变化需要的容量成本回收机制，实现传统机组主要依靠提供新型电力系统所需有效容量（即提供负荷高峰时段的大容量）生存发展新投资回报机制。中国电力市场建设始于电力中长期交易，随着新能源比例不断攀升，现货市场有望在新型电力系统和全国统一电力市场体系中扮演更加重要的角色。

以一个100MW/200MWh的储能电站为例，采用租赁模式每年可获得约3000万元固定收入，是独立储能电站容量电价机制缺失情况下的重要经济来源。展望未来，在新基建成为稳增长、逆周期的主要发力点的大背景下，电力体制改革，特别是其涉及的新能源发电及电网改造，将是促进投资规模扩张的重要渠道。中金公司认为，在售电市场发展初期，发售一体的售电公司可以凭借低价电资源占有一席之地，而随着电力市场不断向纵深发展，一些拥有核心技术优势的独立售电公司有望脱颖而出。伴随着2021年5月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能容量电价机制落地，经济性获得初步保障，投资主体也逐渐多元化。总体来看，落实中发9号文管住中间、放开两头要求，基于输配电价收费将成现实，电网公司盈利模式会发生根本性变化。由于电网环节具有自然垄断属性，需要对其进行管制，输配电价机制是世界普遍采取的电网环节管制措施。

分布式交易：《意见》提出鼓励分布式电源与周边用户直接交易。按照1439号文，电网企业的收入主要分为三部分：一是对于进入市场的工商业用户，电网企业基于输配电价收取电费。

根据国家电网，跨区域省间富余可再生能源现货交易运行4年间累计减少可再生能源弃电超230亿千瓦时。按照文件要求，优先发电电量的低价电源用于保障居民和农业用户，如有剩余，可作为电网企业代理工商业用户的部分电量来源，不足部分才通过市场化采购。

中金公司认为，现货市场能够促进新能源消纳，有利于储能等灵活调节资源，未来有望加速推进。新能源发电间歇性、波动性等特点将会对电网平衡造成较大的冲击。

国内电力市场化持续推进，叠加微小主体接入需求快速增长，负荷聚合与虚拟电厂前景广阔。中金公司表示，市场化电价机制已从降价交易过渡到能涨能跌。三是对于居民、农业、公益性事业单位用户，由电网公司售电，这部分收取购售电价的价差。中金公司总结了全国统一电力市场体系未来发展的四大看点。

由于系统峰谷差不断拉大、尖峰负荷持续攀升，中国电力装机虽整体过剩，但难以应对短时尖峰电力缺口问题，呈现出火电利用小时数下降，但尖峰缺电的现象。按照中金公司的测算，基于700元/吨煤炭长协基准价及单位煤耗约300克/千瓦时，粗略测算火电单位燃料成本在0.267元/千瓦时。

在用户侧，目前44%的工商业用户通过市场化交易购电，售电公司数量逐年上升。根据沙利文《中国新能源软件及数据服务行业研究报告》预测，2019-2024年中国新能源发电功率预测市场年均复合增长率有望达到16%以上。

其中特别提到有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，同时将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。中金公司认为，随着分布式发电直接交易的试点开展，分布式光伏的消纳水平或得到提升，低谷时段弃电现象有望缓解。

绿电交易有望提振新能源项目收益：首先，平价项目有望溢价交易。一是共享调峰模式：主要是将储能电站配置在新能源汇集站，通过参与调峰辅助服务市场为多个新能源场站调峰，实现资源全网共享。目前，山东省已制定容量补偿价格0.0991元/kWh，广东省能源局、国家能源局南方监管局于2020年11月发布《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》。根据中金公司的初步统计，试点地区现货结算电量约占10%-20%。

电力辅助服务指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体、新型储能、能够响应电力调度指令的可调节负荷提供的服务。在2021年以前，各地开展的电力市场化交易普遍以降价交易为主，通过电力直接交易的方式由发电企业直接让利给终端用户，享受用电成本下降的市场化改革红利。

根据北京电力交易中心统计，2017-2020年平均每度电降低用户成本约0.023元。新能源入市趋势下，新能源功率预测与交易软件还有望增加电力市场收益。

二是对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价收取电费。随着电力市场体系不断完善，中金公司认为未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。