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1、市场电价原来是不允许在基准电价上浮的，但今年有些省份说可以上浮到10%，这个怎么理解？
最近市场都在关注交易价格的问题，上浮电价机制的形成从历史来看：2004年至2017年是政府定价的阶段，2017年随着改革的推进，进行市场化的探索。
上网侧有个燃煤标杆电价，就是基准电价。2004年发改委开始推动煤电联动机制，当时出台的考虑是煤炭价格上涨过快，2004至2017年都是在煤电联动的范围内。2015年明确联动是以年度为周期，年底进一步优化调整，把相应的联动机制公开和明确，向社会公开煤电价格指数，同时设定煤电价格的基准煤价，波动幅度设动一个启动点或者熔断点。
2017年之后，国家一直在推动电价改革，为市场化交易奠定基础，50%的占比为双方协商价格。各省基准价在2017年之后就没有变动过。
2019年出的1658号文，明确从2020年一月开始发改委就不再确定基准电价。煤炭价格的波动带来的影响要由发电企业和用户来进行协商，但是当时用电需求和供给比较好，大部分是往下浮的。对于居民农业依然采用基准价。国家主要是为了顺应电力市场化的进程，逐步放开发电侧的市场化，价格并不再由政府指定。由于前面几年供给大于需求，市场价格基本是下浮的，但是今年电力供给紧张，各个地方就出了一些文，要按照1658号文来执行，但是不能超过之前规定的上浮幅度。
2、广东在明确可以上浮10%的同时，保底电价的事情怎么理解？
用户的保底电价机制，这个来源是发改委和能源局的889号文，进入市场的价格大家都认为是降价的方向，大家都愿意进入市场，但是随着供需紧张，价格是在变化的。用户低于标杆电价的时候进入市场，高于标杆电价就退出市场，那对电网的冲击就会很大。为了应对这个情况就出现了保底电价这个情况，当时是说是标杆电价的1.2倍-2倍。
保底电价机制是电力市场安全运营的机制，去年开始很多省份在开始出台相关的文件，自愿退出市场的是1.2倍，强制退出的是1.5倍。实际执行当中，现货市场是忽高忽低，所以需要出台这样的措施。
3、参加电力市场的用户除了缴纳保底电价外，还有其他的费用大概有多少？
主要涨幅还是目录的度电价格，其他的并不多。
4、上浮最大只有10%，但是现在有些省份直接调到1.8倍？
这是两个问题，上浮10%是指在正常市场里面交易的时候，可以在基准电价的基础上来确定价格，是指在市场里面的价格。保底电价是指想强制退出市场需要付出相应的成本。
5、后面上浮10%这个幅度是不是会上调？
还不确定，2019年出台文件是在电力供需相对宽松的情况下，10%当时是为了稳定最终电力市场的价格，如果没有这个范围限制的话，那么整个价格的波动就会非常大。
6、基准电价是根据什么来定的？
基准价是2019年出台文件之前，当时是把基准价定位为燃煤标杆电价。2004年是按照发电厂的机组一省一价来核定的。2004年之后就开始制定燃煤标杆电价，按省为单位来制定标杆电价，之后所有投产的机组都是按照这个价格来执行。标杆电价的机制一直保持到2017年，直到2019年把标杆改为基准价，但是基准价是不变的，只是你的交易价格是可以浮动。目前还没有看到有突破规定的情况，大家还是在2019年的文件下执行。
7、目前现有的政策框架之下，有哪些政策可能对居民用电的成本有影响？
国家以保障民生为主，各省和国家层面已经连续14年没有调过居民的价格，除了2012年国家执行阶梯电价的时候，但是最低电价是没有调整的。工商业对居民有强大的交叉补贴的责任，保障民生是第一步，在没有特别重大的事情下，居民的价格是不会动的。
8、现在市场电占比在50%以上，市场价为什么不能往上调？
从2009年开始国家开始搞电力直接交易，由用户和发电企业去协商价格。当时电力是比较宽裕的，如果进入市场，用户感觉能获得一些优惠。整个市场交易的环节里面其实并不一定是会比基准电价低的，只是过去一直是市场价低于基准电价的。
市场交易的价格理论上是既可以高于基准价也可以低于基准价的。
9、现在电力这么紧张，为什么电价调不上去？
电力和合同方式，去年开始鼓励大家签更长期的用电合同，在2020年底，当时的环境下，价格还是会比较低的，所以一签就是一整年的合同，必须要执行到年底。电力的长协是既规定了量和价，是必须强制执行的。
10、火电交易的交易方式有哪几种？
电力交易方式有三种：双边协商（用户和发电企业确定价格和量）、挂牌（火电企业自己去挂一个，用户在交易平台去摘）、竞价（用户和发电侧去匹配自己的需求和价格）.
11、保底电价更多的是惩罚性的机制？内蒙这种约定的1.8倍的水平，现阶段很少会有企业去做这个选择？
各省应该是可以根据自己的情况去定，国家只是确定了1.2-2倍这个范围。
12、之前像东北的没有签订长协，所以压力很大，从电网的角度来看怎么来协调这个问题？
离煤矿很近的电厂，长协签的比例比较低，他们考虑买现货会更便宜。当煤价涨得很多，他们压力就会很大。对于火电企业，能买尽量买，能并尽并，有限保障居民农户的用电。
13、目前市场电价是不是还是低于基准目录电价的？
长协的基本上是这样的。
14、火电厂发电的价和量是确定的，但是现在很多火电厂出力不够，那是不是其实也是很多并没有签订量？
签订合同的时候要签订量和价，甚至是曲线，调度系统每天会给每个机组所发的出力是多少，如果发布了这么多电，你可以向调度系统去申请，如果满足不了就有相应的惩罚机制。
15、到年底重新签合同是不是就可以解决这个问题了？
煤炭价格的变化是很常见的，要解决这个问题其实是要多方面的去解决才行，比如发电厂上游跟煤炭去签协议的时候去考虑这个事情，还有就是跟下游客户去签协议的时候也考虑这个事情。
16、这个跟碳达峰和碳中和有什么关系吗？
目前来看出现缺电是有很多的原因的。国家有能耗双控的要求，对双高的行业也有更严格的要求，同时电力供给也有一定的缺口。双碳是在起步的阶段，各个省份还没有明确的指标。新能源的发展肯定是方向，但是火电对我们当前的作用也是非常重要的。
会议内容

1.电价上涨的趋势是一个预期，根本原因是供需短缺，偏紧。水电相当于2018年的，一个季度是很低的，特别是在天气极度冷热的情况下，而且云南1-3月的水期不好，4月的情况也不行，电煤的话也没有做好准备。
2.疫情后期，整体是低于预期恢复的，全球订单集中中国，新能源制造，大数据，带来了用电量的增长。超出预期的4.5%增速，双碳目标的实施，约束性指标的实施。先把煤电先掐住，但是水电5月下旬才好起来。供需此起彼伏很乱。电煤运输海上约束，蒙东要靠汽车，铁路运行半负荷，还未能达到满负荷，煤炭偏紧，水电也不好，只能拿火电来顶。
3.第二个紧张的原因是用电高的省份，他们的用电高峰极高，超过历史极值，电力供给今后五年都将存在偏紧问题。煤炭是市场经济，电力是计划经济，弱势在电力，亏 损是中央的事情，煤炭是地方政府问题。
4.世界货币宽松，大宗上涨，中小企业的所需资金，进入了大宗商品。交通运输物流，煤炭价格不上涨，就不运煤，导致现在实际煤炭价上浮，新疆煤跨越四千公里，进入东部，新疆煤100+600、700运费，用汽车拉，只能卖1000。而电是计划电，维护国家安全必须发电，所以出现了这种现象。年底合同价，发改委要求，告煤合同价，电厂和煤企，必须签这个，价格合适，量价都签，但是价不 合适，签量就会减少。有时往往就会超出预期电力上涨需求，导致所需煤量准备不足。
5.绿色价格上涨区间，每吨煤430-470，超出这个区间，发改委就要呼吁减少，但是现在没什么区间了。完全亏损的电厂，发电企业的成本现在连上网的电价都吃掉了， 原先是占70%，470是占75%，20%输配电电价，5%是税收，终端消费价格不让涨，前两年还一直在跌5%和10%。东北地区一直在亏损，华东华南上网电价高，湖北湖南水电够不着的地方。现在全面亏损，所以发电公司呼吁涨价。
6.从理论角度来说，成本不算煤电也在大涨，终端消费电价在德国大发展时期也是一直在上涨。但是大量损耗机组，机组则要改造，成本也要上升，发电企业，还要自动化，智能化，输配电。新能源赚钱是要后续两年补贴才能给，补贴下来之前，都需要银行来贷款周转。电费上涨需要时间过程，但是电力交易市场又没有完全发育，碳市场价格也小。电力交易的峰谷调换没有完成。
7.高峰期允许涨一涨，差不多是4：1的关系。培养用户有用电函数，峰谷尖峰价的话再上涨25%—30%。峰时电价是全国都要做的。当然也要有差别化，比如电解铝每一吨超出平均发电价的话，要罚，逼着去学会峰谷差、每一个省的电价还有煤电的标杆电价。去年，发改委规定标干电价+浮动电价要向上5%，向下10%。风电光伏也可参照这个来浮动。
8.这个小缺口打开之后，整体就满足不了这个需求，然后就是上下浮动，峰时电价和现货电价可以略微上浮，来解决供需关系。峰时电价的上浮，也能很好地促进储能。
9.新能源尽量上网，华北华东华南在山东风电光伏赚钱了，西北地区东北地区，送到东部来，东部不高兴，因为财政收入变少了，现在电网公司还在撮合。要把核电的一部分进入市场，但新能源比重还不高，标杆电价去竞价。还是负电价，风电晚上比较多，但是风电还要给煤电补偿，白天还拿不到容量。所以随着电力市场逐步丰富，去年六个省西部地区，现货都弄得不好。现在华东地区搞现货试点，标高电价分区域价格都不一样。
10.现在存在运煤合适还是运电合适，远距离输电还是占有一定优势的。
Q&A
Q1

能否对明年的电煤价格做一个判断？
明年不好说。疫情情况怎么样，进口煤怎么样？水电怎么样，现在华东华南等地区，与水电关系很密切。水电占发电17%，季节性太大。看中央怎么办，是选择压煤价格，还是全力供应煤。要么就是保电网，电煤价格稍微提一点。
Q2

想请问下目前来看，电价“上涨”如果落地，大概会在哪些省份率先落地，以及上涨幅度大概多少呢？
煤炭原先充足，现在少了，这些地区要动一动。现在正在劝说东部地区。
Q3

从三年的维度去看，国内的电力装机是否能够保障国内的能源需求？
电能替代，把煤拉下来，电拉上来了。5G耗电量相当高，弄好了，相当于一个钢铁，或者大数据带来的新增。但是白鹤滩支持有限，仅支持了江苏。山东和江苏做产业调整。
而用户侧峰谷原先没有完全做起来，现在当地政府业重视起来，用户端自己节能。用户端也要做改造，未来高耗能也要进入市场电价，不用标杆电价。
Q4

中央督导组的整改意见？
新能源负荷率提高，消纳的问题不是短时间能解决的，电网公司也大量在改，电网侧在改，从特高压投入往电网侧改，加强消纳能力，发电末端也要直流，中间交流电混合，末端也要直流，这是技术突破问题，不好解决。
Q5

上海电价上涨10%，海、宁夏等允许火电市场价上浮10%是否申报中央了？如果他们申报了，其他省为什么申报不一定能通过？发改委提到的恢复电力商品属性，是否代表中央态度？
电力市场时计划经济与市场经济并存，这个价格传到中央是不可以的。
Q6

要解决新能源发电的消纳，未来特高压和电网侧投资会不会有明显增加，目前紧迫性如何？分时电价哪个环节先释放？智能电表么？还是上游产业链？
智能电表不会有什么变化，因为已经做完了。分时电价，可以给发电企业带来好处。从投资角度，要完成双碳目标，2030年16亿，由配电网投资进行。
电能替代继续，每年平均电气化率的增长大概在0.6%-1%之间，预计一直到2060年95%，现在只有20%多。
发改委在鼓励加大煤炭生产，未来煤炭价格，要看双碳的边际压减。
各行业对双碳的政策还没出来，现在还是比较乱序的。
煤炭产能不是一瞬间的，恢复释放产能要一两个月，今年过冬怎么解决。增加煤电库的数目。
分布式电源的增加，配电侧的投资，而西北大基地，要用原有特高压。特高压是10%，不会减少，但也不会大幅增加。骨干电网比较稀缺，改造量大，原先投资4000多亿，现在挡不住，但是钱从哪里来，这依旧是一个需要考虑的问题。
Q7

请问如果火电价格上浮 风光水电价格能否联动上浮？
水电暂时不会联动，新能源会随着上浮。
水电，光风电不会同台竞争，煤电未来是调节电价，比储能便宜。
Q8

储水蓄能，核电未来会不会放开？
核电在建规模，现在呼吁加快核电加快，在十四五底完成增长，但是最多也就10%。
储水蓄能，现在只有3000多，输配电价涨，包含了储能的一部分，要有3亿多。
混合投资下一步要放开。
抽水蓄能，三亿多有可能，和水电站一起，要看地理位置。循环过程，也还只是一个新的思路。
所以有两个要素需要考虑，一个是投资问题，另一个是地理条件。
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关键词
价格
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2019年
电煤
电力市场