关于电力供需格局，和电价，有很多不同的声音，这里主要讨论5个话题，结合自己能搜集到的一些数据，抛砖引玉，欢迎讨论：
1.电力供需结构展望
2.对未来煤价下行预期展望，以及对电价的影响
3.风电、光伏市场化交易概述，去年市场化电价折价收窄的原因，未来的趋势
4.山东、山西、内蒙、甘肃、新疆、广东、福建等城市新能源发电政策介绍
5.辅助服务费讨论
1.电力供需结构展望
如下图所示，风光装机在未来3年将继续保持高增长，火电装机增速也会高于过去3年平均值，新增火电装机将用于保障尖峰发电，调峰等相关作用。
在上述的新能源装机增速预期下，发电量情况如下图所示，风光发电量将由2022年13%左右增加到2025年的20%左右（尽管光伏装机增速快，但是其利用小时低，所以光伏发电量小于装机增速），在双碳目标下，新能源发电优先消纳，火电发电量由整体发电量减去其他清洁能源发电量倒推而得。
全社会用电量则根据GDP预期增速，假设4%-6%的增长。根据中电联网站（网页链接）披露，1-5月份实际情况如下图所示，全社会用电增速为5.2%：
总的来说，随着风光发电量的增加，火电将更多的发挥调节电源的作用（火电的利用小时将有所下降，这个也是电力公司建设火电积极性有所下降的原因之一，担心建完之后利用小时不高，这也带来了容量电价出台的讨论），整体发电量将和用电量增速匹配。
备注：其实过去两年的限电事件，反应的其实主要是缺电力，而非缺电量，也即在极端天气情况下，当用电高峰期时，风光发电量不稳定跟不上，而火电机组又不够，导致限电现象。
2.对未来煤价下行预期展望，以及对电价的影响
过去煤炭的中长协是530-570，现在的煤炭中长协基准价670左右（范围570-770），相当于过去中长协价格上浮20%左右，因此煤炭不大幅下跌至长协价以下 & 经济不明显失速 的前提条件情况下，电价不会有大幅下跌，对于新能源发电而言，在火电不明显波动的情况下，价格也能稳得住（需要等半年报和年报出来再验证下）。
3.风电、光伏市场化交易概述，去年市场化电价折价收窄的原因，未来的趋势
新能源发电的市场化交易主要分为：中长协、绿电、现货交易、还有风火置换（发电权指标置换）、清洁能源供暖等。
笔者注1：以龙源电力为例，其各个比例如下：中长协（70%）、绿电(5%)、现货交易（10.9%）、还有风火置换（发电权指标置换）、清洁能源供暖等占比30%。市场化消纳（北方居多）主体还是中长协，占比70%，折扣几分钱，省内(50%)是2分钱，跨省外送(20%，主要是3北地区)是5分钱。早些年 1毛多。绿电溢价，平均有6分钱溢价。江苏平价3毛9,溢价之后4毛5。绿电(5%，平均有6分钱溢价)、现货交易（10.9%，结算折价1毛5）、还有风火置换（发电权指标置换，结算折价1毛5）、清洁能源供暖等占比30%，绿电和现货未来占比会提高。绿电可能也要向中长协的方向去推（1年以内的中长协去推）。2023年1季度市场化比例：40.8%。市场化->降低限电率：1-5月份限电率 不到5%，去年全年4.2%。
去年市场化电价折价收窄的主要原因来自于火电价格上浮。
未来随着风光发电量由2022年13%左右增加到2025年的20%左右，市场化比例将逐步提升，折价不好说，各省情况不太一样，这个在下一个各省新能源发电政策中也会讨论。
笔者注2：如下图所示，绿电运营商参与市场化的比例会逐步提升，2022年的折价相比于2021年则减少不少，这个部分原因是火电电价上浮，带动绿电市场化交易电价上浮。
笔者注3：不同省份的市场化交易也不一样，这里再以福能股份和大唐新能源做个简单分析：
以福建为例，是陆风1800h以上，海风2400h以上部分，需要参与市场挂牌交易，2019年-2022年折价幅度分别为：3分，2分6，2分4， 2分。2023年则为1分33。可以看到近年来，福建省绿电折价还是在逐步减少的，对于福建等东南沿海城市，电力消纳压力小，因此绿电折价相对三北地区小。这些都是政府指导价，在考核电价里进行扣除，挂牌让利的钱目前就是辅助服务费了。备注：福建省的标杆电价为：0.388。
大唐新能源1季度的电价就下降较多，主要就是东北和内蒙的辅助服务费比较多，如下所示：
一季度，平均上网电价464.10元/兆瓦时，同比减少43.96元/兆瓦时，其中：陆风447.52元/兆瓦时，同比减少41.81元/兆瓦时、海风856.06元/兆瓦时，同比下降5.82元/兆瓦时，光伏433.98元/兆瓦时，同比下降74.86元/兆瓦时。电价同期比下降43.96元/兆瓦时，下降原因：一是新投产拉低整体电价6.82元/兆瓦时；二是发电量结构性变化及市场交易电量增多，影响电价下滑10.92元/兆瓦时；三是风场两个细则（《电力并网运行管理实施细则》和《电力辅助服务管理实施细则》，更多细节，可以参考如下链接：网页链接）深度调峰考核费用38,202万元，同比增加15,842万元，影响电价同期减少26.22元/兆瓦时。
根据大唐新能源发电量信息统计，1季度风电发电量是114亿度电，2023年1季度度电调峰费用是3.8/114 = 3.3分钱。这个还需要注意，这个3.3分钱是各省平均下来的结果，其实这个调峰，主要集中在内蒙和东北，内蒙 1,4季度是风电发电大的季度，这2个季度调峰费用比较高。
4.山东、山西、内蒙、甘肃、新疆、广东、福建等城市新能源发电政策介绍
（1）山东
在山东，新能源运营商，可以选择被动入市和主动入市两种，被动模式是把每⼀时刻发电量的90%分配成保障电量，有固定结算价格，并进⼊中⻓期市场。保障电量的曲线就是最后发电曲线的90%，并且依然会按照偏差结算公式去结算。这就是被动⼊市模式，由于是事后分配，也就是已经发电后再拿出每⼀时刻的90%放在中⻓期市场这⾥，所以整体上偏差不会特别⼤，也就是说在这两个市场，基本上结算的现货电量就是10%。 主动的模式就没有了90%发电量以基数结算的权利，所有中⻓期市场想要电量就必须⾃⼰去做，要在这些环节⾃⼰参与市场，把曲线做出来，再按照这个逻辑⼀步⼀步进⾏偏差结算。
中⻓期市场是有限价的，限价到0.378，如果现货市场价格达到很⾼的位置，那中⻓期市场⼲脆可以不做，全部电量都可以以现货市场结算，但被动⼊市的模式就没有选择的权利，中⻓期市场的量永远是90%。
从2022年的⼭东市场来看，所有采⽤被动⼊市形式的新能源，全年的被动均价⼤概是3⽑6 左右，标杆价是3⽑9，⼤概降了三分钱。这样现货之后会对新能源收益带来冲击。⼤部分新能源尤其 是选择被动⼊市的新能源，其收益确实是下降了。但是在去年的规则下，有些⼚站在三季度现货电价⽐较⾼的时候，选择主动⼊市的模式，那这⼏个⽉的结算价格甚⾄能达到4⽑4左右。
目前山东光伏是100%被动，风电有少部分是选择的主动入市。
总结来说，山东新能源发电90%进入中长期市场，剩下的进入现货市场，且执行差价合约，尽管会出现负电价现象，但是时间不长，全月下来现货价格还可以。
笔者注：山东相关风光发电数据如下图所示：
（2）山西
山西目前是中长期交易+现货交易，中长期居多，如下图所示，山西2022年上半年风电结算价2毛1，1-11月平均结算价2毛7分1；光伏则是从上半年的1毛6分8涨到了1-11月的2毛8分3，整体而言，下半年风光平均上网电价3毛左右（山西标杆电价3.3）。其中7,8,9月因为省间现货交易，风电达到了3毛9，光伏达到了3毛6，10-12月份的平均上网电价为3毛。
山西2022年上半年新能源电价低的原因：（1）保障性利用小时下降（实际执行只有5,600小时）；（2）电价上下限放的很开，上限1.5，下限接近0（新疆上限预计是6毛左右）；（3）没有进计划电的，大部分进入市场化中的现货交易。下半年电价有所回升的原因：（1）提高保障性利用小时；（2）3季度的省间现货交易价格较高（笔者注：因为省间交易电价高，所以都想卖到省外，卖出去之后，省内电也紧平衡了，因此省内电价也涨了，不过像去年浙江省从外省高价买电的现象今年应该会有所缓解，华东电网也提前做了很多准备，此外省间现货也将进行2次限价，不会像去年卖的那么贵了）；（3）除了现货外，允许发电企业直接去和用户谈交易，有20%左右可以做到和火电一起去和用户谈，或者参与月度交易（集中竞价），这部分新能源电力占比有所提高，业绩带动了中长期合同的价格上涨。
此外，山西现货比例高一些，哪怕日内现货前1天都算中长期，因此光伏会提前几天或者几十天签中长期合同，而不是年初就签完全年的，这样有助于避免新能源偏差考核（注：新能源偏差考核参考本节最后）
笔者注：山西相关风光发电数据如下图所示：
（3）甘肃
甘肃会设置一个保障利用小时，对于平价项目来说，保障利用小时内享受平价上网，其他保障利用小时以外的发电量则进入市场化交易，目前来看，市场化比例会逐步增加，且随着一些沙戈荒项目的投产，本地新能源装机增加，市场化比例将进一步提高。
笔者注：甘肃相关风光发电数据如下图所示：
（4）新疆
新疆燃煤基准价2.5毛，23年，电价已经上浮了12%，火电2.56，新能源是2.5。今年年底会推出现货试运行。对新疆来说，新能源可以分为三类，第一类是21年之后的平价项目，也就是2.5毛价格，因为新疆还要大力发展风光大基地，希望未来通过市场化跟2.62的电价对齐（不参与双边交易，参与绿电交易，顺价给工商业用户去分摊）。第二类是带补贴的，这些新能源它有一大部分是属于优发的部分，这些全部是2.5价格结算，就是不参与市场。第三类就是带补贴优发部分之外的部分，这部分参与市场化，目前成交结果是2.5左右，和原来的保障性收购的电价持平。
笔者注：新疆相关风光发电数据如下图所示：
（5）内蒙
内蒙有个蒙西电网，独立于国家电网（中国三大电网:国家电网、南方电网、蒙西电网），属于内蒙自己管辖，截至2023年3月底，蒙西电网统调装机（由管辖电厂机组权利的调度中心直接调度的发电机组装机）容量首次突破9000万千瓦，达9029.07万千瓦，新能源统调装机容量3829.18万千瓦，占蒙西电网统调装机容量的比重已增至40%以上。其中，风电统调装机容量2436.99万千瓦（占整个内蒙45GW风电装机53%），占新能源统调装机容量的63.64%；太阳能统调装机容量1278.05万千瓦，占新能源统调装机容量的33.38%；生物质、储能等统调装机容量114.14万千瓦，占新能源统调装机容量的2.98%。
蒙西电网对电价压制比较厉害，会通过低电价来进行招商引资，对于一些制造业，会给予较大的电价折扣（风光发电）。因此在内蒙（主要针对归属于蒙西电网）的新能源发电运营商，如果不能外送到北京或者山东等地方，而是内蒙内部消化的话，则有可能面临较低的上网电价。
笔者注：内蒙相关风光发电数据如下图所示：
笔者注：根据华电新能源的招股说明书，其在内蒙的风电平均电价如下：报告期内，公司对内蒙古电力（集团）有限责任公司的风电平均电价分别为 0.40元/千瓦时、0.41 元/千瓦时和 0.36 元/千瓦时。2020 及 2021 年度，蒙西区域平均电价基本保持稳定；2022 年度，市场化电量占比增长幅度较大，同时公司对调整核准电价的察右中旗宏盘风电供热项目可再生能源补贴收入进行冲减，因此平均电价下降。
（6）广东、福建
广东作为资源匮乏的省份，是用电受端，且新能源占比不高，不像甘肃、山西超过50%，其风光发电电整体上网电价不会降幅很多，在供不应求的时候还会上涨。目前广东省的现货交易占比7%左右。
笔者注：广东相关风光发电数据如下图所示：
福建是陆风1800h以上，海风2400h以上部分，需要参与市场挂牌交易，2019年-2022年折价幅度分别为：3分，2分6，2分4， 2分。2023年则为1分33。可以看到近年来，福建省绿电折价还是在逐步减少的，对于福建等东南沿海城市，电力消纳压力小，因此绿电折价相对三北地区小。这些都是政府指导价，在考核电价里进行扣除，挂牌让利的钱目前就是辅助服务费了
笔者注：福建相关风光发电数据如下图所示：
（7） 其他相关知识点
笔者注1：各省风光装机情况对比
各省风光装机量如下图所示（装机单位为万千瓦，发电量单位为亿千瓦时）
笔者注2：新能源偏差考核
新能源发电的偏差考核是指根据新能源电站的发电量与上网电量之间的偏差，对新能源电站进行考核，并根据考核结果对其进行奖惩。在中国，新能源发电的偏差考核设置如下：
1. 偏差考核范围：偏差考核的范围包括风电、光伏发电和其他新能源发电。其中，风电和光伏发电是新能源发电的主要形式。
2. 偏差考核标准：偏差考核的标准是新能源电站的上网电量与计划上网电量之间的偏差。如果新能源电站的实际上网电量低于计划上网电量，就视为偏差，如果实际上网电量高于计划上网电量，就视为超额。偏差率的计算公式为：偏差率 = （实际上网电量 - 计划上网电量）/ 计划上网电量 × 100%。
3. 偏差考核奖惩：根据偏差率的大小，对新能源电站进行奖惩。如果偏差率低于一定阈值，新能源电站可以获得奖励；如果偏差率高于一定阈值，新能源电站将面临罚款或扣减补贴等惩罚措施。具体的奖惩标准和阈值由政府或电力行业主管部门根据实际情况制定。
需要注意的是，新能源发电的偏差考核是为了促进新能源电站的稳定运行和提高其发电效率，以减少对电网的影响。对于新能源电站的投资者来说，应该关注新能源电站的发电量和上网电量之间的偏差情况，以及偏差考核的相关政策和奖惩标准，以更好地了解新能源电站的经营状况和风险。
5.辅助服务费讨论
1季度内蒙、三北地区的辅助服务费同比增加较多，根据大唐新能源1季度信息：由于风场两个细则（《电力并网运行管理实施细则》和《电力辅助服务管理实施细则》，更多细节，可以参考如下链接：网页链接）深度调峰考核费用38,202万元，同比增加15,842万元，影响电价同期减少26.22元/兆瓦时。根据大唐新能源发电量信息统计，1季度风电发电量是114亿度电，2023年1季度度电调峰费用是3.8/114 = 3.3分钱。这个还需要注意，这个3.3分钱是各省平均下来的结果，其实这个调峰，主要集中在内蒙和东北，内蒙 1,4季度是风电发电大的季度，这2个季度调峰费用比较高。
随着新能源装机的逐步提升，辅助服务费也会有所上升，这部分费用属于下图中的“电力系统安全稳定运行成本”，将单独列示，理论上来说将由电厂和用户共同承担（但是分担比例没有明确的数）。
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