电力市场政策第一期
在接下来的时间，我们会和大家分享电力市场政策的相关内容，一共有七期，大纲如下：
第一期：
建设全国统一电力市场体系的原因和政策的重要内容
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?
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？
Q9：长期来看现货市场定价对各类电源IRR的影响？
Q10：负电价是否会出现？
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？
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？
Q13：如何鼓励社会参与售电公司投资？
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？
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？
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？
Q23：售电和输配电分离后，绿电交易机制会理清吗？
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？
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？
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？
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？
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？
第六期：
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？
第七期：
Q36：此前是省内市场为主，全国统一电力市场建成后，几个层级的市场是什么样的关系？全国性固定市场是补充还是统领？
Q37：统一市场出现后，是否会对企业的行为产生影响？
Q38：未来政府对逐步参与的电源类型价格干预力度如何？未来新能源参与市场化交易后，电价是采用区间指导还是完全放开？
Q39：分类推进燃气、热电联产等参与交易是顺序还是并列？
Q40：全国市场建设提到要进行交易标准或数据接口统一，省间市场中的中长协交易机制统一是否会导致省内市场的相关交易制度与技术标准统一？
Q41：全国电力交易中心和各省交易中心是什么关系？
今天分享第一期：
一、建设全国统一电力市场体系的原因
（1）电力市场改革5年过程中阻力较多，各省有保护税收、保护发电方面的“小算盘”，不考虑互补问题，价格无法平衡（如山东开展远距离交易以充分利用特高压，但最后上网受到政府阻挠，无法达成交易价格）。
（2）各省按自己的交易规则，且各自存在的问题不同。
（3）国网、南网存在矛盾，其中国网北京交易中心认为自己作为国家交易中心进行调度，负责特高压及白鹤滩等跨省跨区的大项目调度，而南网广东交易中心认为自己作为南网区域的交易中心。
结合上述三点原因，政府认为电力资源是国家层面资源配置，并非两个企业之间的自主规划，因此此次文件发布是重要的“补丁”，以推动双碳目标的完成。
二、建设全国统一电力市场体系政策的重要内容
（1）确定了全国统一电力市场框架：组建新的国家电力交易中心，改制为发电侧及社会资源共同组合控股，不再有电网公司控股。国家交易中心负责制定标准、省间协调、市场主体准入等工作，不负责调度工作。
（2）确定了交易层次、类型主体：各省交易中心承担省内交易的责任，随着特高压环网落成，区域交易体系将以中长期等为支撑逐步建成。交易品种方面：中长期、现货、辅助服务等都会参与；交易方式方面，点对点、点对网、网对网跨省跨区交易逐步推进。
（3）确定了全国统一电力市场建设者与体制。
（4）确定了电网公司在其中扮演的角色：预计2022年电网公司将进行改革，启动售电、输配电部分财务考核的分离。
（5）确定了新能源进入市场的机制和机遇：新能源要对接负荷、要结合调峰、要发展分布式能源。针对新能源交易，采用交易次数增加，交易周期缩短等，还会给容量电价。未来研究新能源时不能仅看利用小时数，还要考虑容量方面的问题。绿电交易方面，未来可能采用金融属性的绿电交易，通过绿证和绿电相结合鼓励用户通过购买溢价绿电支持我国新能源发展。
（6）文件的重要性主要体现在两方面：
1）打破地区割裂。
2）打破电网公司对于管辖区域的垄断。
电力市场政策第一期就分享到这里，明天和大家分享第二期的内容：
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?
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