电力市场政策第六期

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昨天和大家分享了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？

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？

今天和大家分享电力市场政策第六期：

Q29：如何看待发电公司未来自己建设微网？

A：不敢预测太多，从专家角度来说微网（局域网）没问题，影响内部企业，不涉及垄断。如果涉及企业过多，可能会涉及垄断所以不被允许。

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。”？

A：目前的跨省电力是政府主导下电网公司谈判的，未来政府谈判转为谈量不谈价，价格由市场参与主体谈判形成。通道容量未来将作为稀缺资源成为竞争的品种。未来应当采用的形式为：大电网公布通道容量后，发电侧与用户侧再谈判价格并竞争通道容量。

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？

A：目前已经很高了，但大多是中长协。福建还未开展市场化交易，所以会出现这样的情况，未来市场化后就不会有这种情况了，发电企业要提升营销能力，更好的应对未来的电力市场化。

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？

A：建设成本随着装备制造水平提升降低，但考虑环境因素后市场价值后综合成本提升（如辅助服务等）。预计2021~2030年电价处于上行通道，用户侧价格提升，全社会来承担环保价格，电价的提升可能不会很快，但会通过各种途径逐渐增长。

Q33：电价需要增加多少来满足系统成本？

A：电力系统总成本测算下来要翻一倍，根据这个测算可以得到电价。

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？

A：现阶段电力企业的亏本是周期性、阶段性的调整问题，不能作为长期现象看。电力企业亏损发生在近两年，实际上前几年核电、水电、新能源都是有可观收益率的。

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？

A：2017年以前是煤电为主的，现在可以热电改造等为用户服务。火电利用小时的提升是温余压和燃气发电带来的。允许煤电改造为新能源，对高耗能自备电厂而言能耗会降低能耗考核压力。目前自备电厂作为分布式能源可通过替代发电缓解压力，未来将逐步改造为新能源。

电力市场政策第六期就分享到这里，明天和大家分享第七期的内容：

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？

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