1、电力体制改革深化电力体制改革是全国层面的重大事件，改革的核心议题包括为什么改、改革什么和怎么改。当前 的主要矛盾是电力紧缺和煤价上涨。未来的主要矛盾将是实现双碳目标和新能源高质量发展。电力市场化改革的主要方向包括加快推进现货市场建设、健全辅助服务机制、完善绿电交易机制等。现货市场的建立是为了更好地反映电力供需关系和价格信号，预计到2026年，全国各省的现货市场将 全面铺开。

2、新能源发展与挑战新能源的高质量发展是当前和未来的主要矛盾之一，需要解决的问题包括分时电价的适应性、发电侧 调节资源的积极性等。

新能源全面入市是未来的趋势，但初期会有托底政策，确保新能源收益不会受到大幅影响。

当前新能源的消纳率有所下降，特别是在节假日期间光伏发电的全额消纳存在困难。

3、调节资源与市场机制调节资源如火电、虚拟电厂、储能等的稀缺性和重要性将越来越强，这些资源在未来电力市场中将获 得更多的回报。

辅助服务市场的建立和完善是电力市场化改革的重要部分，但由于各省需求不同，协调难度较大。电力市场的核心是现货市场，通过现货市场可以更好地体现电能量的价值和调节成本。

4、电网与设备投资电网公司在新能源消纳中承担重要责任，需要增加电网投资建设，包括特高压和配电网的投资。电网投资的增长主要集中在输配电设施和智能电网方面，特高压的增幅相对较小。

5、企业与居民影响企业电价在市场化改革初期可能会上涨，但长期来看，随着新能源比例增加，电价有望下降。

居民电价预计不会大幅波动，仍以保目录电价为主，但可能会对高用电量阶梯电价进行适当调整。

6、国际经验与市场衔接国外新能源市场的经验可以为国内提供借鉴，如欧洲的PPA（长期购电协议）模式和美国的现货市场 差价结算模式。

电力市场与碳市场的衔接尚未完全实现，未来需要通过市场机制使两者有效衔接，确保新能源和火电 的价值都能得到充分体现。

7、其他电池储能在未来调节中的作用依然重要，但需要明确的商业模式和政策支持。

国内企业在新能源设备出口方面具有优势，但需要应对一些地方保护政策的挑战。

Q：电力市场化改革如何影响电价，以及市场机制如何帮助解决经济、安全和低碳之间的矛盾？

A：电力市场化改革旨在通过市场机制反映真实的供需关系和成本，而不是单纯为了涨价或降价。过 去，由于政府定价，电价上涨时，市场被误解为只会导致电价上涨。然而，市场的作用是反映真实情 况，让价格清晰可见。随着时间的推移，市场机制能够帮助解决经济、安全和低碳之间的矛盾，通过 复杂的市场体系实现和谐统一的效果。例如，现货市场能够疏导燃料成本，使得发电侧有回血空间，同时在供需宽松时，价格下降，用户侧成本也随之降低。

Q：电力市场化改革初期的阻力是什么，以及现在的情况如何？

A：电力市场化改革初期，由于电价上涨，用户侧感受到压力，经济形势受到影响，加之欧洲能源危机 的影响，市场被认为会导致电价上涨。然而，随着现货市场的运行，如广东、山东等省份的例子显 示，市场能够根据成本和供需关系调整电价，使得发电侧和用户侧都满意。现在，市场建立后，大家 已经认识到市场不一定会导致电价上涨或下降，而是能够反映真实的成本和供需关系，因此阻力比前 些年小很多。

Q：电力市场化改革的未来方向是什么？

A：电力市场化改革的未来方向包括建立市场化改革，设计电力市场框架，并逐步推进。从全国统一市 场的角度，初期可能以省级市场为主，但未来可能发展到全国大统一市场。功能上，包括现货、辅助 服务和容量市场。时间尺度上，包括中长期市场保障收益和现货市场发现价格信号。南网区域在技术 上已经可以实现区域整体市场，但是否能够发展到全国统一市场还需看后续推进情况。

Q：电力市场化改革对发电侧和电网的影响是什么？

A：电力市场化改革将对发电侧和电网产生深远影响。火电因其有限的调节能力，未来市场调节将带来 直接受益，但调节能力有限。水电和抽水蓄能电站具有更强的调节能力，尤其是抽水蓄能电站，其收 益与调节能力成正比，但水电的调节收益受市场机制设计影响，且外来电的水电参与市场调节存在条 件限制。新能源作为电力市场的核心，其快速发展是前提，但随着同类型电源增多，价格可能下降，新能源需要承担一部分调节成本。储能和抽蓄具有强大的调节能力，其收益明确，但与市场的衔接需 进一步优化。电网公司将从购销差价模式转变为收费电价模式，其收益与市场调节无关，主要责任在 于新能源的消纳。电网公司将采取增加投资建设、提高配电网投资等手段来提高新能源消纳率，同 时，配电网投资将逐步向社会资本开放，以满足分布式电源的接入需求。

Q：电力市场化改革对设备制造业的影响是什么？

A：文本中未提及电力市场化改革对设备制造业的具体影响，因此无法提供详细回答。

Q：电池储能在未来电力调节中的作用是否会减弱？

A：并未直接提及电池储能在未来电力调节中的作用，但从整体讨论中可以推断，储能技术作为电力系 统调节的重要手段，其作用并不会减弱。相反，随着新能源的快速发展，储能技术的需求可能会增 加，以平衡供需和提高系统的灵活性。

Q：电网建设资金投资增加，特高压和配电网哪种占比更多？

A：特高压和配电网投资的具体占比问题。但从讲话内容可以推测，配电网的建设和智能化改造可能需 要额外的社会资本投入，而特高压电网作为新能源高质量发展的刚需，电网公司可能会承担更多投资 责任。具体的投资占比可能需要根据国家能源局发布的详细数据来确定。

Q：国外新能源消纳市场的情况，）以及对国内企业走出去的影响？

A：没有直接提及国外新能源消纳市场的情况及其对国内企业的影响。但根据讲话内容，可以推断随着 全球对新能源的重视，国外市场对新能源消纳技术和设备的需求可能会增加，这为国内企业提供了走 出去的机会。国内企业可以利用自身在新能源领域的技术和经验，拓展国际市场，增强国际竞争力。Q：电力市场化改革对发电侧、电网设备企业和居民端的影响是什么？

A：电力市场化改革对不同方面的影响如下：初期可能会因为调节成本的增加而导致电价上涨，但随着 新能源发电规模的扩大，长期看电价有下降的趋势。改革对发电侧调节资源是直接利好。新能源高质 量发展带来的设备需求增加，配电网的智能化和调度能力需要额外投入，利好相关设备企业。短期内 居民电价不会随企业电价波动，以保障目录电价为主。但长期看，可能会对第三阶梯电价进行适当调 整，以反映供需关系和成本变化。

Q：储能技术的发展现状和商业模式如何？

A：储能技术主要包括电化学储能和抽水蓄能两种。电化学储能虽然体积大，但投资成本与抽水蓄能相 近。抽水蓄能因有两部制电价，可以稳定回收成本，而电化学储能目前商业模式尚不明确，缺乏容量 电价政策。储能主要分为电网侧、电源侧和用户侧，其中电源侧储能因新能源强制配储要求而增加，但电网侧和电源侧储能的电价政策不明确，导致使用动力不足。用户侧储能由于有分时电价，是唯一 能够稳定盈利的部分，收益率可达10%至20%。储能的热度受到政策和市场需求的影响，随着新能源 的发展和调节能力的提高，储能的需求和热度可能会再次上升。目前，各省正在寻求明确的商业模式 以促进储能的积极参与。

Q：国家能源局发布的投资增长数据主要涉及哪些领域？

A：国家能源局发布的投资增长数据涉及多个领域，包括特高压输电、配电网建设以及智能化、数字化 方面的投资。特高压输电线路建设完成后，还需要配套建设不同电压等级的输变电设备，以实现电力 的有效疏散和分配。此外，输电网的改造也是必要的，以解决某些地区的阻塞问题，需要增加输电线 路投资进行扩容。在智能化和数字化方面，智能电网的投资也占有相当比例，以提高电网的运行效率 和可靠性。总体来看，省内的输配电设施投资增长较为显著。

Q：特高压项目的建设周期和增幅情况如何？

A：特高压项目的建设周期较长，从核准到开工建设再到投产需要经历一个漫长的过程。特高压项目包 括直流和交流两种形式，交流是区域内部的，而直流需要跨过多个省份，中间需要多个省份的协调衔 接，因此时间会比较长。特高压项目的增幅很难在一年之内有显著的增长，需要层层的把关核准。因 此，增幅主要来自于输配电的设备。

Q：国内外在新能源消纳方面的情况有何不同？

A：国内新能源消纳问题刚刚开始凸显，而国外如欧洲国家很早就开始利用新能源解决能源问题。欧洲 国家新能源消纳问题已经比较明显，而美国由于各州之间新能源发展差异较大，输电线路没有像国内 这样紧密联系，不能跨省进行相互支援，问题可能比国内更严重。欧洲国家之间由于统一市场，互相 支援比较密切，而美国则是分块的市场，不同市场之间的价格机制和联系都不紧密。

Q：国外是如何解决新能源消纳问题的？

A：国外新能源主要通过参与市场来解决消纳问题。欧洲国家要求分布式新能源聚合到一定规模后参与 市场，衍生出了虚拟电厂的商业模式。欧洲国家新能源参与市场主要靠PPA（长期购电协议），一般 长达10-20年，给新能源投资提供了稳定的预期。但PPA也存在利弊，一方面可以给新能源投资提供稳 定的预期，另一方面可能会成为新能源的累赘。PPA并不是物理结算，而是分为很多种类型，价格较 便宜，用户需要自己购买调节调峰能力。德国等国家用户可以自己掌握用电曲线，配上新能源、燃气 机组等，形成物理合同，价格较便宜，与国内逻辑完全不同。

Q：新能源在电力市场中的定位和影响是什么？

A：新能源在电力市场中的定位是提供用户所需的电力曲线，但价格相对较高。新能源需要大量的储能 等调节资源，与用户签订合同时也需要承担一定的成本。因此，新能源并不总是能够保证稳定的收 入，更像是一种差价合约，周期较长，金融属性较弱，更偏向于物理属性。现货价格波动对新能源的 收入影响很大，如果现货价格高，而新能源签订的PPA价格较低，那么新签订的PPA可能会涨价，而之 前签订的合同则可能失去竞争优势。此外，现货价格低时，可能会出现违约问题，用户可能会选择购 买现货而非履行PPA合同。

Q：国内新能源企业在国际市场中的表现和挑战是什么？

A：国内新能源企业在国际市场中，尤其是欧洲市场，具有出口优势。然而，一些地区的保护政策可能 会限制国内企业的参与。例如，英国要求新能源设备必须本土化生产，才能有资格参与PPA签订。这 种政策可能会排除一些进口需求，影响行业的发展。

Q：电力市场和碳市场如何有效衔接？

A：电力市场和碳市场的有效衔接需要两者之间形成良性循环。在电力市场中，新能源作为清洁能源，需要大量的调节资源来平衡供需，而在碳市场中，新能源则成为污染源，需要支付碳排放成本。理想 的衔接模式是，电力市场中的调节资源能够获得应有的回报，而碳市场中的新能源配件也能够体现出 其真正的价值。目前，电力市场的调节资源尚未获得应有的回报，而碳市场中的新能源配件也没有充 分发挥其价值。这主要是因为市场还处于起步阶段，企业面临电价上涨压力，煤电亏损严重，因此目 前并不是推动市场衔接的最佳时机。随着市场的发展，未来有望实现两个市场的有效衔接。

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