中国电力行业能源转型展望

以下为当天精彩讨论节录：

范斌：中国的第二产业消耗了超过65%的用电负荷，在30/60碳达峰和碳中和的大背景下，这些大工业用户也将需要积极的用电去碳化，这将给可再生能源带来哪些新的机会？

Christian Romig：我们预计未来几年，中国将成为全球公司可再生能源采购最为活跃的市场之一。工业领域采取这一行动的主要驱动因素有两个：第一是来自投资者或客户的去碳压力，第二是达成政府制定的目标。

公司可再生能源采购必须通过公司购电协议（PPA）来实现。在中国政府逐步取消大规模直接政府补贴的背景下，公司购电协议也有可能成为可再生能源发电项目的主要收入来源。

未来寻求进入企业可再生能源采购领域（例如通过绿色电力交易试点或其他机制签订PPA）的投资者或开发商会发现，实现PPA 的经济可行性仍极具挑战，而且这种情况可能会持续一段时间。当前，在大多数重点省份，工业部门作为可再生能源采购的主要需求方，其用电量远远超过当地可再生能源发电量。可再生能源供应受限意味着可再生能源价格相较此前的目录电价可能会产生溢价。但是，由于市场价格管制进一步放开，较低的工商业用户平均零售电价可能会抑制溢价产生或压缩溢价空间，不利于实现PPA的预期收益。

总括而言，随着政府继续减少直至停止可再生能源直接补贴，企业可再生能源采购将成为中国未来可再生能源项目的主要收入来源，但低平均市场价格将为其实现带来挑战。

范斌：发改委正在逐步取消目录电价 – 你认为这一变化将对可再生能源的投资人产生什么影响？

Christian Romig：取消目录电价意味着工商业用户将会全部进入市场。放开后的电力价格整体而言可能会低于当前零售价格。

这对任何向用户提供可再生能源电力的供应商而言都会是一个挑战，例如分布式光伏电站开发商或资产所有者，因为在目录电价时期，工商业分布式光伏用电价格往往是基于目录电价商定的折扣价格。在新的市场条件下，供用电双方需要在合同条款中明确价格条件，而市场价格的变化也可能会导致大量现场购电协议(PPA)的重新谈判。电力供应商和用户都需要了解电价长期走势，以便重新洽谈合同条款，这必须通过详细的市场建模来实现。

风险控制

Christian Romig：我们认为，多个因素综合将会导致 2020-2030年间电力批发市场价格低于之前的燃煤标杆电价或煤电基准价。主要影响因素是煤炭在大多数市场交易时段（例如，小时）过剩，降低了平均市场价格。

可是，多项因素有利于在更长期拉高电价，包括碳价提高、经济增长拉动电力需求上升，以及电气化的进一步发展。

积极参与电力市场的发电企业可以通过签订中长期合约对冲电价风险。现货市场的发展将有助于发电企业在系统紧张时段获取额外收入。

可再生能源发电项目，不管是固定上网电价项目还是平价上网项目，一旦进入批发市场，将会面临一系列价格风险。主要风险包括更低的平均市场价格，以及自身蚕食风险（远期市场成熟时更可能发生）。对冲此类风险需要发电企业参与中长期市场，并考虑在电厂安装储能以获取可能的额外收入。

另一方面，用户可通过中长期市场合约，从长期价格上涨中受益。与此同时，用户也可通过合同，如双边可再生能源采购协议，对冲大宗商品（如煤炭、天然气和碳）的市场价格波动风险。

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