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昨天和大家分享了電力市場政策第三期：

Q8：未來達到目標后，80%中長協(xié)+20%現(xiàn)貨的格局是否形成？

Q9：長期來看現(xiàn)貨市場定價對各類電源IRR的影響？

Q10：負電價是否會出現(xiàn)？

Q11：靈活性改造煤電、抽水蓄能調(diào)峰成本低，如果進入市場后，會對化學儲能造成較大沖擊嗎？

Q12：售電公司的唯一資源來源是電網(wǎng)，其獨立性與市場化程度是否受影響？

Q13：如何鼓勵社會參與售電公司投資？

Q14：西北地區(qū)的風光強制消納到達極限，今年是否會有強制消納的指標？

今天和大家分享電力市場政策第四期：

Q15：2030年建成全國統(tǒng)一電力市場，適應新型電力系統(tǒng)要求，這個系統(tǒng)中電源占比？

A：電源占比由測算。相比之下，業(yè)態(tài)比電源結構更重要，隨著分布式能源、自備電廠等形式的增加，一區(qū)域內(nèi)的調(diào)度點可能從百個上升到萬個，變成扁平化的電力系統(tǒng)，大數(shù)據(jù)應用和智能化應用將實現(xiàn)較大突破。

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Q16：基荷能源是否變化？

A：基核電源將持續(xù)存在，如核電、大水電、百萬kW級別煤電，它們大多通過中長協(xié)保障電力供應的穩(wěn)定。

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Q17：中電聯(lián)電量及裝機預測的方法論？

A：

電量預測：

（1）測算方法：不會用彈性系數(shù)，因為存在結構性的突變，而是用分產(chǎn)業(yè)的核算、分地區(qū)核算、季節(jié)性核算來進行，并參考國家經(jīng)濟會議對GDP的預期；棄電部分只能估算，沒有調(diào)研方法獲取途徑；（2）調(diào)研方法：主要通過電網(wǎng)公司與發(fā)電公司了解（每年報告發(fā)布前集中協(xié)商），加上與高耗能企業(yè)的交流（了解高耗能生產(chǎn)計劃）。

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裝機預測：

（1）測算方法：無法預測，只能通過調(diào)研；

（2）調(diào)研方法：發(fā)布快報之前通過各省電網(wǎng)公司了解明年并網(wǎng)、談好的裝機量；公布的裝機量往往是最低規(guī)模，因為存在分布式、自備電廠等，實際的裝機增長規(guī)模往往高于預測，尤其是光伏裝機規(guī)模。

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預計2022年新增風電50GW，光伏90GW，只能超過不能低于這個數(shù)值。

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Q18：新能源如果無法完成現(xiàn)貨發(fā)電，是否需要以高電價購電？

A：是的，這就是現(xiàn)貨市場的性質(zhì)，如果未完成不能經(jīng)過考核將遭受較高的懲罰，所以需要配套儲能。

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Q19：目前儲能是否還沒發(fā)展起來，無法很好的配套新能源？

A：儲能的商業(yè)模式還未成型，未來需要公用的協(xié)調(diào)機制來調(diào)動儲能以配合電網(wǎng)調(diào)度，這樣儲能才能發(fā)展起來。

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Q20：新能源未來有容量電價，現(xiàn)貨盡量參與？

A：新能源可以用戶側的波動對沖，減少了供需部分的矛盾。如果新能源的發(fā)電能夠與用戶的負荷配合，就能緩解部分矛盾。目前搶用戶是非常重要的，如果能找到好配合的用戶，就能省去這部分的調(diào)峰費用。

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Q21：新能源進入市場后與用戶簽約的比例是否會持續(xù)提升？目前比重如何？

A：以后是點對點、點對網(wǎng)的交易，都是用戶和發(fā)電側進行交易。新能源大部分由電網(wǎng)收購，綠電交易前的所有新能源用電側都是電網(wǎng)代理的，僅有發(fā)電側的現(xiàn)貨試點中有發(fā)電側和用戶側的交易。綠電交易開展也是由電網(wǎng)公司撮合的，未來新能源交易中電網(wǎng)將作為輸配的渠道，談判僅由發(fā)電側與用戶側進行。

電力市場政策第四期就分享到這里，明天和大家分享第五期的內(nèi)容：

Q22：水電為什么沒納入綠電交易？是否是因為會影響新能源？

Q23：售電和輸配電分離后，綠電交易機制會理清嗎？

Q24：如何約束每年電網(wǎng)新增并網(wǎng)能力，提升線路升級與增加的積極性？

Q25：保障利用小時下降的同時綠電交易可以實現(xiàn)溢價，如果新能源企業(yè)參與綠電的配套沒做好，收益是否會受到?jīng)_擊？部分企業(yè)是否用煤電更好？

Q26：新能源電價上升速度如何會更合理？太快是否會影響工業(yè)企業(yè)成本？太慢是否會影響新能源發(fā)展的積極性？

Q27：我們對政策理解是考核能耗強度而不考核總量，是否并非上述兩指標都不考核？

Q28：售電服務方面（用戶側需求響應等），國際上是否有對標的優(yōu)秀企業(yè)？

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