在接下來的時(shí)間，我們會和大家分享電力市場政策的相關(guān)內(nèi)容，一共有七期，大綱如下：

第一期：

建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的原因和政策的重要內(nèi)容

第二期：

Q1：用戶端購買溢價(jià)綠電是否不符合商業(yè)邏輯？

Q2：華東區(qū)域用電問題核心是否為結(jié)構(gòu)性缺電？現(xiàn)貨價(jià)格是否會受到生產(chǎn)線剛需波動？

Q3：部分省份考慮到電力市場化導(dǎo)致價(jià)格會上升，而華東地區(qū)能夠承擔(dān)電價(jià)上升，因此售電地區(qū)傾向85%~90%合約價(jià)+10%現(xiàn)貨價(jià)的政府談判意愿不足，導(dǎo)致中長協(xié)合約價(jià)談判進(jìn)展較為緩慢？

Q4：從投資方看，IRR提升后是否會加速新能源投資？

Q5：電網(wǎng)公司關(guān)于全國統(tǒng)一電力交易體系的建設(shè)成本如何傳導(dǎo)到用戶側(cè)？輔助服務(wù)呢？

Q6：指導(dǎo)意見中的“鼓勵(lì)新能源報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場，對報(bào)價(jià)未中標(biāo)電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核?！比绾谓庾x？

Q7：如果有上述規(guī)則，三北部分光伏基地的利用小時(shí)是否會低于設(shè)計(jì)?

第三期：

Q8：未來達(dá)到目標(biāo)后，80%中長協(xié)+20%現(xiàn)貨的格局是否形成？

Q9：長期來看現(xiàn)貨市場定價(jià)對各類電源IRR的影響？

Q10：負(fù)電價(jià)是否會出現(xiàn)？

Q11：靈活性改造煤電、抽水蓄能調(diào)峰成本低，如果進(jìn)入市場后，會對化學(xué)儲能造成較大沖擊嗎？

Q12：售電公司的唯一資源來源是電網(wǎng)，其獨(dú)立性與市場化程度是否受影響？

Q13：如何鼓勵(lì)社會參與售電公司投資？

Q14：西北地區(qū)的風(fēng)光強(qiáng)制消納到達(dá)極限，今年是否會有強(qiáng)制消納的指標(biāo)？

第四期：

Q15：2030年建成全國統(tǒng)一電力市場，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，這個(gè)系統(tǒng)中電源占比？

Q16：基荷能源是否變化？

Q17：中電聯(lián)電量及裝機(jī)預(yù)測的方法論？

Q18：新能源如果無法完成現(xiàn)貨發(fā)電，是否需要以高電價(jià)購電？

Q19：目前儲能是否還沒發(fā)展起來，無法很好的配套新能源？

Q20：新能源未來有容量電價(jià)，現(xiàn)貨盡量參與？

Q21：新能源進(jìn)入市場后與用戶簽約的比例是否會持續(xù)提升？目前比重如何？

第五期：

Q22：水電為什么沒納入綠電交易？是否是因?yàn)闀绊懶履茉矗?/p>

Q23：售電和輸配電分離后，綠電交易機(jī)制會理清嗎？

Q24：如何約束每年電網(wǎng)新增并網(wǎng)能力，提升線路升級與增加的積極性？

Q25：保障利用小時(shí)下降的同時(shí)綠電交易可以實(shí)現(xiàn)溢價(jià)，如果新能源企業(yè)參與綠電的配套沒做好，收益是否會受到?jīng)_擊？部分企業(yè)是否用煤電更好？

Q26：新能源電價(jià)上升速度如何會更合理？太快是否會影響工業(yè)企業(yè)成本？太慢是否會影響新能源發(fā)展的積極性？

Q27：我們對政策理解是考核能耗強(qiáng)度而不考核總量，是否并非上述兩指標(biāo)都不考核？

Q28：售電服務(wù)方面（用戶側(cè)需求響應(yīng)等），國際上是否有對標(biāo)的優(yōu)秀企業(yè)？

第六期：

Q29：如何看待發(fā)電公司未來自己建設(shè)微網(wǎng)？

Q30：如何解讀“建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易的機(jī)制，鼓勵(lì)支持發(fā)電企業(yè)與售電公司、用戶等開展直接交易。加強(qiáng)跨省跨區(qū)與省內(nèi)市場在經(jīng)濟(jì)責(zé)任、價(jià)格形成機(jī)制等方面的動態(tài)銜接?！?？

Q31：核電市場化比例是否很高了？2021年由于煤電上漲，福建不允許核電參與市場化交易，未來是否隨著政府干預(yù)減少，這種情況會減少？

Q32：電價(jià)是否會提升以支持電網(wǎng)建設(shè)，滿足發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)的利益？

Q33：電價(jià)需要增加多少來滿足系統(tǒng)成本？

Q34：歷史上公用事業(yè)行業(yè)的盈利波動性較大未體現(xiàn)，根據(jù)文件執(zhí)行后電力行業(yè)的公司真的能夠做到固定的收益率嗎？

Q35：自備電廠比例如何？自備電廠改造如何更好適應(yīng)新型電力系統(tǒng)？

第七期：

Q36：此前是省內(nèi)市場為主，全國統(tǒng)一電力市場建成后，幾個(gè)層級的市場是什么樣的關(guān)系？全國性固定市場是補(bǔ)充還是統(tǒng)領(lǐng)？

Q37：統(tǒng)一市場出現(xiàn)后，是否會對企業(yè)的行為產(chǎn)生影響？

Q38：未來政府對逐步參與的電源類型價(jià)格干預(yù)力度如何？未來新能源參與市場化交易后，電價(jià)是采用區(qū)間指導(dǎo)還是完全放開？

Q39：分類推進(jìn)燃?xì)?、熱電?lián)產(chǎn)等參與交易是順序還是并列？

Q40：全國市場建設(shè)提到要進(jìn)行交易標(biāo)準(zhǔn)或數(shù)據(jù)接口統(tǒng)一，省間市場中的中長協(xié)交易機(jī)制統(tǒng)一是否會導(dǎo)致省內(nèi)市場的相關(guān)交易制度與技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一？

Q41：全國電力交易中心和各省交易中心是什么關(guān)系？

今天分享第一期：

一、建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的原因

（1）電力市場改革5年過程中阻力較多，各省有保護(hù)稅收、保護(hù)發(fā)電方面的“小算盤”，不考慮互補(bǔ)問題，價(jià)格無法平衡（如山東開展遠(yuǎn)距離交易以充分利用特高壓，但最后上網(wǎng)受到政府阻撓，無法達(dá)成交易價(jià)格）。

（2）各省按自己的交易規(guī)則，且各自存在的問題不同。

（3）國網(wǎng)、南網(wǎng)存在矛盾，其中國網(wǎng)北京交易中心認(rèn)為自己作為國家交易中心進(jìn)行調(diào)度，負(fù)責(zé)特高壓及白鶴灘等跨省跨區(qū)的大項(xiàng)目調(diào)度，而南網(wǎng)廣東交易中心認(rèn)為自己作為南網(wǎng)區(qū)域的交易中心。

結(jié)合上述三點(diǎn)原因，政府認(rèn)為電力資源是國家層面資源配置，并非兩個(gè)企業(yè)之間的自主規(guī)劃，因此此次文件發(fā)布是重要的“補(bǔ)丁”，以推動雙碳目標(biāo)的完成。

二、建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系政策的重要內(nèi)容

（1）確定了全國統(tǒng)一電力市場框架：組建新的國家電力交易中心，改制為發(fā)電側(cè)及社會資源共同組合控股，不再有電網(wǎng)公司控股。國家交易中心負(fù)責(zé)制定標(biāo)準(zhǔn)、省間協(xié)調(diào)、市場主體準(zhǔn)入等工作，不負(fù)責(zé)調(diào)度工作。

（2）確定了交易層次、類型主體：各省交易中心承擔(dān)省內(nèi)交易的責(zé)任，隨著特高壓環(huán)網(wǎng)落成，區(qū)域交易體系將以中長期等為支撐逐步建成。交易品種方面：中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)等都會參與；交易方式方面，點(diǎn)對點(diǎn)、點(diǎn)對網(wǎng)、網(wǎng)對網(wǎng)跨省跨區(qū)交易逐步推進(jìn)。

（3）確定了全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)者與體制。

（4）確定了電網(wǎng)公司在其中扮演的角色：預(yù)計(jì)2022年電網(wǎng)公司將進(jìn)行改革，啟動售電、輸配電部分財(cái)務(wù)考核的分離。

（5）確定了新能源進(jìn)入市場的機(jī)制和機(jī)遇：新能源要對接負(fù)荷、要結(jié)合調(diào)峰、要發(fā)展分布式能源。針對新能源交易，采用交易次數(shù)增加，交易周期縮短等，還會給容量電價(jià)。未來研究新能源時(shí)不能僅看利用小時(shí)數(shù)，還要考慮容量方面的問題。綠電交易方面，未來可能采用金融屬性的綠電交易，通過綠證和綠電相結(jié)合鼓勵(lì)用戶通過購買溢價(jià)綠電支持我國新能源發(fā)展。

（6）文件的重要性主要體現(xiàn)在兩方面：

1）打破地區(qū)割裂。

2）打破電網(wǎng)公司對于管轄區(qū)域的壟斷。

電力市場政策第一期就分享到這里，明天和大家分享第二期的內(nèi)容：

Q1：用戶端購買溢價(jià)綠電是否不符合商業(yè)邏輯？

Q2：華東區(qū)域用電問題核心是否為結(jié)構(gòu)性缺電？現(xiàn)貨價(jià)格是否會受到生產(chǎn)線剛需波動？

Q3：部分省份考慮到電力市場化導(dǎo)致價(jià)格會上升，而華東地區(qū)能夠承擔(dān)電價(jià)上升，因此售電地區(qū)傾向85%~90%合約價(jià)+10%現(xiàn)貨價(jià)的政府談判意愿不足，導(dǎo)致中長協(xié)合約價(jià)談判進(jìn)展較為緩慢？

Q4：從投資方看，IRR提升后是否會加速新能源投資？

Q5：電網(wǎng)公司關(guān)于全國統(tǒng)一電力交易體系的建設(shè)成本如何傳導(dǎo)到用戶側(cè)？輔助服務(wù)呢？

Q6：指導(dǎo)意見中的“鼓勵(lì)新能源報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場，對報(bào)價(jià)未中標(biāo)電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核?！比绾谓庾x？

Q7：如果有上述規(guī)則，三北部分光伏基地的利用小時(shí)是否會低于設(shè)計(jì)?

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