1月6日，内蒙古工信厅印发《关于做好2021年蒙东地区电力直接交易市场交易工作有关事宜的通知》，根据初步安排，2021年蒙东地区电力直接交易规模215亿千瓦时，其中新能源交易约74亿千瓦时。
通知明确，蒙东地区一般工商业、大工业电力用户中的电采暖、5G基站及配套设施、电动汽车充电等可参与市场交易，可向电力交易机构申请注册成为直接交易用户或零售用户。不执行燃煤机组基准电价的小火电机组、水电机组、生物质发电机组、分散式风电、分布式光伏、扶贫光伏项目和2020年以前投产无政府财政补贴风电项目，2021年可自主选择是否参与电力市场。
以下是通知全文：
关于做好2021年蒙东地区电力直接交易市场交易工作有关事宜的通知
各相关盟（市）工信局，国家电网公司东北分部、国网内蒙古东部电力有限公司，各市场主体：
为深入贯彻落实国家及自治区电力市场化改革的总体部署和要求，进一步做好2021年蒙东地区电力直接交易工作，现将有关事宜通如下：
一、电力市场交易总体安排
（一）2021年初步安排蒙东地区电力直接交易规模215亿千瓦时，其中：国网东北分部调度火电机组约131亿千瓦时，国网蒙东电力公司调度火电交易约10亿千瓦时、新能源交易约74亿千瓦时。
（二）蒙东地区一般工商业、大工业电力用户中的电采暖、5G基站及配套设施、电动汽车充电等可参与市场交易，可向电力交易机构申请注册成为直接交易用户或零售用户。原则上，年用电量小于2000万千瓦时的用电企业注册成为零售用户，通过售电公司代理参与交易。
（三）不执行燃煤机组基准电价的小火电机组、水电机组、生物质发电机组、分散式风电、分布式光伏、扶贫光伏项目和2020年以前投产无政府财政补贴风电项目，2021年可自主选择是否参与电力市场。
二、保底供电服务
电网企业应为未参与市场交易的市场化用户提供保底供电服务。保底服务政策、保底供电价格按蒙东地区电力中长期交易规则和自治区价格主管部门相关文件执行。
三、交易组织方式
（一）年度交易
年度交易主要采用双边协商方式组织，按峰谷平时段申报交易。参与批发交易的市场主体申报交易均价、分月电量、峰谷平各时段电量。交易出清后可分别形成总合同、分月合同以及分峰谷平时段合同。依据目前蒙东电网峰谷分段及电价政策，高峰时段为每日7:30至11:30和17:00至21:00，低谷时段为每日22:00至次日5:00，其余时段为平时段。电采暖峰谷分段参照自治区价格主管部门相关政策文件划分。高峰时段电价按平时段电价上浮50%；低谷时段电价按平时段电价下浮50%。
（二）月度交易
电力交易机构应根据参与批发交易的市场主体需求适时开展月度（季度）交易，月度交易主要采取双边协商、挂牌、集中竞价方式组织，鼓励企业按峰谷平时段申报交易。根据相关市场主体交易申报情况，自治区重点招商引资新投产项目投产前一个月内组织挂牌交易。
四、合同电量转让交易
（一）交易中心应根据市场需求适时开展合同转让交易，合同电量转让交易分为发电侧合同电量转让、用电侧合同电量转让。蒙东电力交易中心、北京电力交易中心五部按照调度、结算机组管辖职责，分别负责相应发电侧合同电量转让交易。用电侧合同电量转让交易由蒙东电力交易中心负责组织实施，交易结果在北京电力交易中心五部备案。
（二）合同转让最小周期为月度。发电侧合同电量转让交易在同类型电源间开展；用电侧合同电量转让交易在同电压等级用户间开展，合同转让后用户新能源交易电量不得突破新能源配置比例。用电侧电力直接交易合同电量转让交易暂按无偿转让的方式开展。
（三）同次交易中发电企业、电力用户、售电公司同一交易单元不得同时转出和转入电量。
五、电量结算
（一）在现货市场启动前，电力中长期带曲线合同暂按“月度结算、交易周期清算”原则结算，结算价格为各时段加权平均电价，暂不按分段电价结算。执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后继续执行峰谷电价。
（二）建立合同偏差电量结算机制，将发用电双方结算出现的差额资金、合同电量偏差电量费用单独记账。
超合同发用电量按照以下原则结算：火电企业按照火电平均交易电价的0.9倍结算；新能源企业按照新能源平均交易电价的0.9倍结算；用电侧按照合同签订的相应类别发电企业平均交易电价的1.1倍结算（最高为燃煤发电基准上网电价）。用电侧结算价格=1.1×火电（新能源)平均交易电价（最高为燃煤发电基准上网电价）+输配电价+政府基金及附加；平均交易电价采用前3年区内交易成交均价（开展交易前由交易机构公布）。
欠交易合同的发用电量按以下原则结算：发电企业因自身原因未完成交易合同发电的，偏差在5%以内的少发电量，免于支付偏差电量费用；偏差超过5%的少发电量，按照相应类别发电企业平均交易电价的10%计取。用户未完成交易合同偏差在5%以内的少用电量，免于支付偏差电量费用；偏差超过5%的少用电量，按照相应类别交易电量平均交易电价的10%计取。
（三）未能直接成交的电量由交易机构根据各电厂应承担区内交易电量剩余部分匹配至各发电企业。火电厂应承担区内交易电量按照该火电厂装机容量占蒙东地区市场内火电机组总装机容量的比例计算。新能源场站应承担区内交易电量按照该场站超基础保障小时电量占蒙东地区市场内新能源企业超基础保障小时总电量计算。
（四）选取部分计量条件较好的电力用户探索开展模拟分段电价结算试点。
（五）结算过程中的差额资金仍按照2020年相关办法执行。
六、其他事宜
（一）交易方案未明确事宜参照《内蒙古东部地区电力中长期交易规则》及相关文件执行。
（二）推动蒙东地区用能电气化，可根据电采暖用户交易需求适时开展年度、月度和D-1日前交易。
（三）电网公司、电力交易机构继续完善中长期市场电力用户按照电力负荷曲线交易相关机制，加强电量计量采集、合同偏差电量结算以及调度执行等带曲线交易所需技术支持条件，同时进行模拟调度校核、执行和结算工作研究，做好中长期与现货市场有效衔接。
（四）电力直接交易合同原则上采用电子合同签订，电子合同与纸质合同具备同等效力，现阶段采用“交易承诺书+交易公告+交易结果”的电子化方式。
（五）交易机构应做好市场交易办法的培训解读工作，做好2021年交易组织工作，指导市场主体合同参与电力直接交易。
光伏玻璃供需结构偏紧 高景气度持续
光伏平价时代提振装机需求
2018年以前标杆电价时代，大力度补贴政策推动光伏产业规模快速扩大，规模效应带动产业链成本下降。2018年“531”以后，补贴持续退坡光伏行业步入竞价时代，倒逼光伏产业链价格下降28%-45%，其中硅料和硅片价格降幅超40%，电池片价格降幅超30%，带动组件价格下降达30%，2019年开始向平价时代过渡。产业链持续降本提振海外装机需求，2019年全年光伏出口累计66.8GW，同比大幅增加61.7%。2020中央经济工作定调碳排放力争于2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。据我们测算，2021年国内光伏新增装机有望达到50GW，海外装机110GW，带动全球实现160GW新增装机，实现同比增长30%左右。
双玻渗透率提升带动光伏玻璃维持高景气
相比于单玻组件，双玻组件在零透水率、优良机械性能、少热斑损伤、降低组件温度、低PID概率等方面优势明显，可增加光伏组件5年的使用时间。此外双玻组件降低光伏效率的衰减0.16PCT，发电增益5%-30%。近年来双玻组件渗透率快速提升，根据光伏协会预测，到2022年双玻组件的渗透率有望达到50%，按2021年全年全球光伏新增装机总量160GW（预测值）计算，光伏玻璃原片总需求量为1132.91万吨，同比增长33%，光伏玻璃高景气度持续。
产能缺口逐步收缩，但供给偏紧依旧持续
预计2020年光伏玻璃的需求约为23269 t/d，产能缺口达到2627 t/d，光伏玻璃供给持续偏紧，带动3.2mm光伏压延玻璃价格上升至46元/平方米历史最高水平。组件企业压力下采取超白浮法玻璃替代方案，供给紧张有所缓解。产能置换新政有望逐步有序放开光伏压延玻璃限制，据我们测算，新版玻璃产能置换政策对2021年市场供给影响有限，预计2021年光伏压延玻璃产能缺口为1049 t/d，产能缺口虽得到收窄，但供需偏紧依旧持续。
价格中枢回归合理区间，盈利水平仍维持相对高位
组件企业采取超白浮法替代方案，一定程度弱化了光伏压延玻璃的涨价预期，此外玻璃产能置换新政也有望逐步放开对光伏压延玻璃产能限制，预计2021年光伏压延玻璃的价格中枢将回归至合理区间，预计2021年光伏压延玻璃（3.2mm）价格处于30-35元/平方米、2.0mm光伏压延玻璃25-30元/平方米的合理区间，对应光伏压延玻璃-纯碱-燃料价格差为20-25元/平方米左右，盈利空间压缩有限，依旧处于2019年以来相对较高水平；光伏玻璃企业受益于量升利稳，业绩保持高增速。（来源：信达证券）
来源：内蒙古工信厅，集邦新能源网
原文链接：https://www.xianjichina.com/news/details_244504.html
来源：贤集网
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