绿电企业的挑战和机会20240628浙江上海青

分时电价变化对冷热负荷影响显著，绿电企业的挑战和机会20240628 浙江、上海、青海等省份政府增加绿建政策和采购需求。国网代购退出，用电用户被迫市场化交易，价格变动频繁。山东省用电套餐由售电公司制定，提高了电力市场的专业性和风险性。企业节能减排和低碳转型发展维持重要性。 分时电价变化对冷热负荷影响显著，传统的水蓄冷和冰蓄冷方式面临新挑战。高比例光伏消纳与负荷间存在矛盾，用户装配分布式光伏后白天用电量减少。碳排放控制政策复杂化，市场缺乏专业指导和服务。 电力市场化为公司带来新商业机会，现货市场推动价格快速变化。 金科公司提供发电侧和用电侧服务，包括代理交易及运营托管。 公司在安徽、江西进行绿电交易，并在浙江拓展分布式电站绿电聚合交易，目前已聚合超过1010个电站。 公司探索部分省份的餐补费政策，并开发了一些碳储备资产。 公司提供定制化资产配置服务，如光伏资产、储能、充电桩等，以降低企业电费。 公司在光伏制造领域认为有改善空间，并在储能、微网和虚拟电厂方面进行实践。公司参与调控、套利、调频市场、辅助服务市场及需求侧奖励，并积累了丰富经验。公司在四川将储能作为电力市场交易品种，探索新的商业模式。公司在浙江、广东等省份开展业务，并筹备两个省份的虚拟电厂申报与建设。 公司除了绿电和绿证交易，还在碳足迹、碳管理和碳税方面进行了挖掘。公司通过新能源电站和发展资产实现大企业的绿色供应链。公司在电力交易、综合能源服务和绿色权益服务方面进行了大量实践。浙江绿电方案实施后，政府回收超过标杆电价部分，但绿电市场仍有溢价空间。绿电交易价格通常在燃煤标杆电价上浮5-7分钱。绿证价格近期变化较大，富士康等招标价格约7-8厘，而绿电溢价在5-7分钱之间。公司今年补贴发放情况未定，去年花费近15亿，补贴通常集中在下半年发放。 浙江和广东分布式开发快速增长，公司完成了一笔130兆瓦的户用项目。政策变动对市场情绪影响较大，实际影响有限。 储能技术用于削峰填谷，迎峰度夏期间提供较高电价的响应。储能一般可自动控制，但实际操作中仍需人工协调。 公司未签订长期电力购销合同，因为电力市场政策每年底才出台。存量补贴电站未普遍进入市场交易，除西部强制入市地区外。绿电溢价可视作提前获取的补贴，但实际绿电交易情况尚不明朗。 绿电交易与绿证交易是两个不同的逻辑，未来将并行发展，满足不同企业需求。 Q1： 公司持有的地面电站在不同地区的电网收购小时数水平如何？交易电价与燃煤标杆电价在各省之间的差异明显吗？ A1： 工商业分布式电站的商机将因节能减排政策而增长，但受限于各地电网消纳水平。公司通过优选电价较高区域配置资源，以应对电力节点价格的变动，从而在电力交易中利用电站资源和用户资源的协同。 Q2： 公司对2024-2025年节能降碳行动方案有何看法？ 该方案将如何影响工商业分布式装机热情？ A2： 节能降碳政策将提升企业对绿电和能效的重视，增加分布式电站的商机。公司将通过电站资源和用户资源的协同，以及数据和实践优化，来应对这一变化。 A3： 公司在电力交易中利用电站资源和用户资源的协同，以及大量数据和实践，优选节能电价较高区域配置资源，以应对不同电力节点价格的变动。 Q4： 储能技术如何改变光伏发电曲线，避免集中在中午？ 是否能实现自动化控制？ A4： 储能技术用于削峰填谷，可根据电网需求自动控制，但实际操作中仍需人工协调。 Q5： 公司如何通过虚拟电厂或综合能源服务实现发电企业的发电量提升和自动化控制？ A5： 公司利用电站资源和用户资源的协同以及大量数据和实践，优选节能电价较高区域配置资源，应对不同电力节点价格的变动。 A6： 浙江绿电方案实施后，政府会回收超过标杆电价的部分，但绿电市场仍有溢价空间。4月和5月绿电交易溢价情况良好，预计交易价格在4毛8到4毛9左右。 A7： 公司目前没有签订长期电力购销合同，因为电力市场政策每年底才出台，尚未实行长期PPI协议。 Q8： 存量电站进入市场交易是什么状态？ 是否可以理解为提前获取部分补贴？ A8： 存量补贴电站一般未进入市场交易，除西部强制入市地区外。绿电溢价可以视作提前获取的补贴，但目前绿电交易情况尚不明朗。 Q9： 不同地区绿电交易政策不一致，绿电收益走势如何？ A9： 中国各省电力市场差异显著，绿电交易价格受地方政策、资源禀赋和用户结构影响。 江西和安徽绿电交易较为平稳，山东主要进行价值转移，浙江绿电交易受新政策影响。绿电价格通常在燃煤标杆电价上浮5-7分钱。 A10： 绿电交易与绿证交易是两个不同的市场逻辑。绿电交易与用电合同和实际用电量相关，而绿证主要用于可再生能源消纳考核。两者未来将并行发展，以满足不同企业的需求。 A11： 近期绿证价格变化较大，富士康等招标价格约7-8厘，而绿电溢价在5-7分钱之间，两者差异较大。