电力市场政策第三期

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昨天和大家分享了电力市场政策第二期：

Q1：用户端购买溢价绿电是否不符合商业逻辑？

Q2：华东区域用电问题核心是否为结构性缺电？现货价格是否会受到生产线刚需波动？

Q3：部分省份考虑到电力市场化导致价格会上升，而华东地区能够承担电价上升，因此售电地区倾向85%~90%合约价+10%现货价的政府谈判意愿不足，导致中长协合约价谈判进展较为缓慢？

Q4：从投资方看，IRR提升后是否会加速新能源投资？

Q5：电网公司关于全国统一电力交易体系的建设成本如何传导到用户侧？辅助服务呢？

Q6：指导意见中的“鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。”如何解读？

Q7：如果有上述规则，三北部分光伏基地的利用小时是否会低于设计?

今天和大家分享电力市场政策第三期：

Q8：未来达到目标后，80%中长协+20%现货的格局是否形成？

A：电力部分固有性质下现货交易最多15%~20%，和是否固化无关，是考虑安全问题的。目前欧洲、美国也是如此。

Q9：长期来看现货市场定价对各类电源IRR的影响？

A：抽水蓄能IRR可观，有固定电价+参与电网调节，且配合大规模新能源外送，业绩不会差，效益高于化学储能。水电通常满发，业绩较为稳定。煤电随着容量电价政策出台，收益率将出现显著的区域差异。核电作为基荷电源将比较稳定。

Q10：负电价是否会出现？

A：在现货市场中可能会出现。

Q11：灵活性改造煤电、抽水蓄能调峰成本低，如果进入市场后，会对化学储能造成较大冲击吗？

A：定位不同，应用场景不同。化学储能只能在用户侧或10kV的发电侧；抽水蓄能的量较大，且一直在220kV；火电取决于对接的电压等级，10kV到特高压都存在。

Q12：售电公司的唯一资源来源是电网，其独立性与市场化程度是否受影响？

A：低压配电和售电都应该从电网拆分，考虑到电网公司的综合能源服务和电动汽车业务赚钱，拆分后会导致利益受损，需要等待进一步观察。

Q13：如何鼓励社会参与售电公司投资？

A：目前有些具备技术性的售电公司实现了较高收益，在负荷集成、需求侧响应等关键领域领先。未来发展取决于各地政府的考虑，可能会优先考虑非电网公司的大型发电企业作为售电公司的投资者（如浙江省）。

Q14：西北地区的风光强制消纳到达极限，今年是否会有强制消纳的指标？

A：强制消纳换个说法是保障利用小时，目前保障利用小时在逐步减少。

电力市场政策第三期就分享到这里，明天和大家分享第四期的内容：

Q15：2030年建成全国统一电力市场，适应新型电力系统要求，这个系统中电源占比？

Q16：基荷能源是否变化？

Q17：中电联电量及装机预测的方法论？

Q18：新能源如果无法完成现货发电，是否需要以高电价购电？

Q19：目前储能是否还没发展起来，无法很好的配套新能源？

Q20：新能源未来有容量电价，现货尽量参与？

Q21：新能源进入市场后与用户签约的比例是否会持续提升？目前比重如何？

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