Q：目前电力改革还存在哪些目标和方向没有完成？这些目标和方向的优先级如何排序？A：电力改革目前存在的主要问题包括：首先是新能源入市问题。虽然有保障性收购管理办法，但很多机制仍不完善。新能源参与长期交易时，需要与火电合同进行调整，并且保障性和市场化部分需做好衔接。其次是现货市场参与机制，新能源在申报过程中存在数据不准确的问题，导致价格波动。此外，绿色溢价的需求疲软，配额制落实到企业头上也需要加快推进。最后，辅助服务市场建设需要完善，包括增加交易品种和合理设置限价，以提高参与积极性。

Q：新能源入市面临哪些具体问题？A：新能源入市面临的问题主要有：一是参与长期交易时需与火电合同进行调整，保障性和市场化部分需做好衔接。二是现货市场参与机制不完善，申报数据不准确，导致价格波动。三是绿色溢价需求疲软，配额制落实到企业头上需要加快推进。这些问题需要通过完善交易和价格机制来解决。

Q：辅助服务市场建设需要解决哪些问题？A：辅助服务市场建设需要解决的问题包括：一是扩大交易品种，如增加一次调频、爬坡、转动惯量等。二是完善交易机制，合理设置限价，避免打击参与积极性。三是辅助服务成本向用户侧疏导的问题，需合理分摊成本，避免新能源企业背负过多调节成本，影响其经营。

Q：新兴主体入市面临哪些挑战？A：新兴主体如训练场、储能和分布式电源入市面临的挑战包括：需要明确市场规则，如容量、计量标准、信息通信标准和响应精度等。这些规则的出台有助于建立相应的商业模式，确保盈利来源。此外，随着灵活性调节需求的增加，需求侧响应机制也需加快研究和出台。

Q：关于零售市场完善和绿电消费政策的落实，有哪些具体措施和预期？A：目前零售市场需要加快完善，以便于用户和售电公司签约，对比并选择成本较低的套餐。未来可能需要更多工作来规范零售市场，使其更加便利。关于绿电消费政策，配额制的落实可能在今年年底或明年年初出台，地方政府将分阶段推进，可能首先纳入高耗能企业，然后逐步扩大到其他用户。一些省份如上海、北京、湖北已经出台了相关政策文件，将绿电和绿证纳入能耗双控考核范围，并从能耗总量控制中扣除。

Q：新能源电量消纳问题和相关政策或机制有哪些？A：新能源电量消纳问题需要通过市场机制优化来解决，包括优先消纳新能源电量、调整中长期签约比例要求、规范化新能源成交价格上限、推动新能源与火电同台竞价等措施。目前，新能源电量优先上网，如果通道送不出去，则同比削减节点上网电量，优先保障新能源。国家层面上可能需要出台文件来规范化新能源成交价格上限，因为当前一些省份已经下调了上限，这对新能源收益产生了不利影响。同时，需要解决新能源在辅助服务中的重复考核问题，避免双重负担。

Q：绿电交易规模推进进度和环境溢价的发展方向如何？A：绿电交易规模虽然前几年整体量较少，但长期看增长迅速。未来发展方向可能包括年度签约比例的调整，更多转向月度交易，以及在有条件的地区如山西、山东实行多日交易。同时，需要规范化交易规则，让新能源与火电同台竞价，解决偏差考核问题，并期待全国性辅助服务政策的出台。环境溢价作为绿电交易的一部分，其发展方向将与这些政策和机制的完善密切相关。

Q：新能源投产后，平价项目是否会导致供给过剩，进而影响绿证收益和价格？A：之前一段时间，我对于一加的前景持有一些悲观看法。主要担忧在于，随着大量新能源项目投产，这些平价项目可能会导致供给源源大于需求，进而使得价格进一步下降。从过去两三年的情况来看，滤震的价格确实出现了下滑，从原来的30元降至20元。因此，随着未来更多量的投产，供给的增加可能会进一步导致溢价下滑。

Q：国家责任权重政策对市场溢价的影响是什么？A：如果国家责任权重政策落地，供给和需求上升，市场溢价有望稳定在目前的3到5分钱水平。如果政策拖延，溢价可能会进一步下降。但只要找到用户，溢价下降不会太明显。如果配额制今年底落实，市场能维持目前的理想水平。

Q：辅助服务的价格传导机制和工商用户电价上涨情况如何？A：辅助服务的价格传导主要涉及发电侧的零和博弈。容量电价已向工商业传导，未来辅助服务也可能传导。工商用户在传导后还面临交叉补贴问题，需要解决。目前尚无明确的传导结构，但传导后工商用户电价可能会上涨。

Q：辅助服务市场的政策制定和成本核算难点是什么？A：政策制定中最大的难点在于生产比例的设置，因为辅助服务的成本是机会成本，难以核算。国外也没有成熟的辅导机制。目前一些文件和专家座谈提出了一些比例假设，但缺乏明确的出处和依据。各省的电源结构和用户侧结构差异很大，需要出台宏观指导性原则。

Q：辅助服务市场的发展和新兴主体的定位如何？A：国家和电网企业都非常重视辅助服务市场的发展。现货市场和中长期市场的基本规则已印发，辅助服务的基本规则也有望出台，对品种、机制等进行统一规范。新兴主体如虚拟电厂和复合集成商在电网中定位友好，不存在增量配电网的利益冲突问题。目前发展缓慢主要是商业模式不成熟，难以获得合理收益。未来需要完善准入标准、信息通信设备要求、响应及时性和准确性等指标。新兴主体能为大电网提供很好的调节作用。

Q：关于新型电力系统布局的灵活性和响应准确性，以及聚合商和新编程运营商在其中的作用是什么？A：新型电力系统的布局非常灵活，响应准确且及时，这是传统电源所不具备的优势。当前对这种条件的需求很大，如果自己去做，成本会非常高，因为需要投入资金进行布局和交易，而且交易主体的规模太大，交易成本也会很高。因此，希望聚合商和新编程运营商能够帮助完成这些工作。

Q：关于用户参与调解后的结算流程和电网对这种模式的欢迎程度是怎样的？A：用户如果参与调解，会有一个总账的结算单。用户参与后，会根据其参与情况分配补偿金额。在最终结算时，会从用户的总电费中扣除补偿费用，然后进行结算。这种模式不仅帮助用户省去了很多事务性工作，还能促进安全保供。电网对这种模式是非常欢迎的，目前相关机制正在细化，未来可能会从国家层面出台相关文件。

Q：关于储能身份问题以及未来市场准入标准的展望是什么？A：储能既是发电又是用电，需要解决其身份问题，是否需要注册两个身份或者单独安排一个身份。目前像欧洲和澳大利亚已经有明确的产销者身份，准入后就可以参与交易。随着这些问题的完善，储能未来将像其他主体一样参与交易。

Q：关于煤电联动政策的执行效果和未来政策变化的看法是什么？A：2015年发改委印发了完善煤电价格联动机制的通知，但实际执行效果可能并不理想。目前，电价已经默认包含了成本，政府允许电价上下浮动20%，这实际上已经替代了原来的联动机制。如果煤价上涨，发电企业会报出高价，这样就直接传递给了用户。行业内部认为，这种上下浮动20%的机制已经实现了价格的直接联动。

Q：当前电力市场中，发电企业在采购煤炭时面临的主要问题是什么？A：发电企业在采购煤炭时面临的主要问题是煤炭供应合同的履约问题。许多煤矿企业在与电厂签约时，虽然签订了长期供应合同，但实际上可能并不会完全履约，导致发电企业不得不从现货市场以更高价格购买煤炭。这种情况在所有发电企业中都非常普遍，签约不履约的现象特别多。此外，煤炭价格一旦上涨，很难回落，导致发电企业面临较大的成本压力。

Q：影响上网电价的主要因素有哪些？A：影响上网电价的主要因素包括煤价和供需形势。在签订年度合同时，发电企业会参考近期的现货价格以及签约年的成交均价。重点研判的两个因素是煤价和供需形势。煤价的波动会直接影响发电成本，而供需形势则决定了电力市场的竞争激烈程度，进而影响电价。

Q：当前电力市场的交易频次和方式有哪些变化？A：当前电力市场的交易频次和方式已经变得更加精细和多样化。除了年度和月度交易外，还有季度、旬度、周度以及多日交易等多种方式。这种高频次、多样化的交易方式是为了迎合新能源的发展，让市场参与者能够更加灵活地调整持仓量，更好地与现货市场衔接。特别是在有现货市场的省份，交易方式会更加细致，以适应市场的快速变化。

Q：分布式电源进入市场化的进展和面临的挑战是什么？A：分布式电源进入市场化的进展相对缓慢，从2017年或2019年开始试点，但效果并不理想。主要挑战包括：1）试点项目中，电网企业需要向社会电价让利，而分布式电源用户不承担相关费用，导致电网企业反对；2）分布式电源点多面广，直接进入市场存在困难，需要通过聚合方式参与市场；3）分布式电源与用户的结算关系需要明确，内部关系需要理顺；4）需要完善分布式电源的市场化机制，包括与用户的结算方式、禁忌量等。随着分布式电源在一些省份成为新能源的主体，相关市场化机制的完善将加快进行。

Q：关于电力改革背景下不同类型的电源在电网中的定位以及收益机制的调整情况是怎样的？A：在电力改革的背景下，各类电源的功能定位和利益格局经历了重大调整。电力改革的本质是优化电力资源配置，使电力更加安全、绿色、经济和高效。改革过程中，燃煤火电的功能定位从电量供应主体转变为调节和支撑性电源。燃煤火电的收益主要分为四部分：参与出仓期和现货市场赚取电能量收益；参与辅助服务市场赚取调频和备用等辅助服务收益；容量电价收益，目前按照国家标准进行补偿，比例可能会上调；供热收益，热电联产机组通过供热获得收益，但供热能力会影响发电能力和调控能力。燃气发电在经济发达省份如北上广深、天津等地区是盈利的，但在其他省份则面临亏损，未来可能需要更多政策支持。燃气发电入市后，收益由市场价和政府补贴组成，政府补贴可能会根据市场情况调整。新型电源和储能等新型角色在电网中的定位和收益机制也在调整中，以适应电力改革的需要。

Q：在电力改革中，燃煤火电的收益结构和市场参与情况如何？A：在电力改革中，燃煤火电的收益结构主要包括四部分：一是参与出仓期和现货市场赚取电能量收益；二是参与辅助服务市场赚取调频和备用等辅助服务收益，这部分收益的比例将逐步增加；三是容量电价收益，目前按照国家标准进行补偿，比例可能会上调；四是供热收益，热电联产机组通过供热获得收益，但供热能力会影响发电能力和调控能力。燃煤火电需要在各个市场中做好平衡，以实现收益最大化。目前，电能量收益仍然是燃煤火电的重要收益来源，但未来辅助服务收益的比例可能会增加。

Q：燃气发电在不同地区的盈利情况如何？未来可能面临哪些调整？A：燃气发电在经济发达的北上广深、天津等地区是盈利的，但在其他省份则面临亏损，盈亏平衡的很少。这反映出经济发达地区的燃气发电收益有较好的保障。未来，燃气发电可能需要更多政策支持，以应对气价高企、财政补贴不足等问题。燃气发电入市后，收益由市场价和政府补贴组成。政府可能会根据市场情况调整补贴政策，鼓励燃气发电合理报价、中标，以实现收益最大化。目前，燃气发电是带着补贴进入市场的，未来可能会逐步减少政府补贴，以适应市场变化。

Q：新能源收益主要来源于哪些方面？A：新能源的收益主要来源于以下几个方面：首先，通过参与中长期现货、绿电交易等赚取电能量的钱；其次，通过出售绿证等获得溢价；第三，提供容量支撑，未来可能发展容量市场，通过拍卖提供容量支撑获得收益。此外，水电收益包括保障性部分和市场化交易部分，未来水电会两极分化，带扩容的水电将更受欢迎。核电未来也将调整标杆价格，推荐入市，面临市场不确定性。小储能未来将成为调频服务的重要提供者，赚取调频收益，同时在市场限价拉开后赚取价差收益。新电厂和其他主体也可以通过容量市场拍卖获得容量收益。

纪要来源：【文八股调研】小程序