电力市场政策第五期

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昨天和大家分享了电力市场政策第四期：

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？

今天和大家分享电力市场政策第五期：

Q22：水电为什么没纳入绿电交易？是否是因为会影响新能源？

A：大水电是国家战略配置的，小水电以后可能纳入绿电交易。

Q23：售电和输配电分离后，绿电交易机制会理清吗？

A：二者无关。去年绿电是大电网动员用户参与的，未来是否能跨区交易、是否允许所有用户参与参与，能否跨区交易要考虑安全性问题。

Q24：如何约束每年电网新增并网能力，提升线路升级与增加的积极性？

A：现在电网公司每年增加20%的投资力度，一方面为了特高压建设，另一部分要进行电网改造。并不是大力投资就能解决问题，因为原来的技术不能支撑并网能力的增加，需要通过大数据、智能化升级，这需要一定的时间。下一步还要增加节点电价，不过也是金融属性的合同，不影响电力的物理走向。

Q25：保障利用小时下降的同时绿电交易可以实现溢价，如果新能源企业参与绿电的配套没做好，收益是否会受到冲击？部分企业是否用煤电更好？

A：今年开始煤电要纳入能耗考核，企业有一定的压力，所以绿电还是有价值的。

Q26：新能源电价上升速度如何会更合理？太快是否会影响工业企业成本？太慢是否会影响新能源发展的积极性？

A：上次的文件说明五年之内新增新能源不算能耗及碳排总量考核，利好新能源发展。随着碳市场的规模扩大，企业能够通过碳市场和绿证获取更好收益。政府出台的政策都是围绕双碳目标进行的。

Q27：我们对政策理解是考核能耗强度而不考核总量，是否并非上述两指标都不考核？

A：能耗强度=能耗总量/GDP，实际上新增新能源不纳入总量后强度考核其实也没有。考核能耗强度指标是为了考验生产技术能力，这样才能与国际对标，在高耗能企业对标中也下发了工业企业绿色行动指标。

Q28：售电服务方面（用户侧需求响应等），国际上是否有对标的优秀企业？

A：德国、澳大利亚、加拿大等国售电方面做的都比我国好，我国优势在于大电网。国外现代化的建设有利可图因此建设进度更快。

电力市场政策第五期就分享到这里，明天和大家分享第六期的内容：

Q29：如何看待发电公司未来自己建设微网？

Q30：如何解读“建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。”？

Q31：核电市场化比例是否很高了？2021年由于煤电上涨，福建不允许核电参与市场化交易，未来是否随着政府干预减少，这种情况会减少？

Q32：电价是否会提升以支持电网建设，满足发电侧与电网的利益？

Q33：电价需要增加多少来满足系统成本？

Q34：历史上公用事业行业的盈利波动性较大未体现，根据文件执行后电力行业的公司真的能够做到固定的收益率吗？

Q35：自备电厂比例如何？自备电厂改造如何更好适应新型电力系统？

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