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Q：新能源接入比例超过 20电网是不是有压力？

A：一开始还是有计划部门的，火电能兜底，能保障新能源消纳，随着 1427 号文出台，经营性用户电量全面放开，现货试点也开放，那时候新能源发展也开始提速了，当时新能源装机已经超过火电了，但市场还是保留了部分基础电量，既要解决居民需求也要配合新能源，问题就开始出现了；到现在这个阶段，1439 号文出台，新能源加速放量，火电保底的缓冲池子没有了，双边交易特征变明显了，除了优先购电和优先发电没放开，别的全放开了。可调节的电力不足支撑新能源。

具体到新能源消纳，也有三个阶段：滚动调节火电、全系统的整体优化、现在火电调峰能力不足，火电还是上的少了些，整个电网调节能力不足。所以更需要集全网之力，让东西、南北互动，来保障全网的平衡。

2021 年江苏预计全年用电 7，实际增长 20 。是因为海外疫情导致出口订单回流，这个差距就比较大。

Q：所以目前已经有压力了，所以让区域间、区域内细化再平衡对吗

A：应该是分省分区域平衡，到全网平衡的过渡。

Q：全网平衡是不是还有压力，所以还要改革或者优化？

A：所以文件里面写了“加快应急备用和调峰能源建设”，就是火电和抽水蓄能；紧接着一句是让建设者有个明确的回本机制，否则大家对新建火电的回报率担心。然后是建立市场储备机制，就是唤醒之前沉睡在电网里的资源。所以现在是通过刺激来唤醒资源。这文件主要就这 2 点。

Q：2021 市场化电量占比超过 50了吗？

A：严格应该没超过，4 成 9。

Q：电网软件、数字化投入大吗？现在的交易情况是不是很复杂？

A：肯定是要有一定改变和功能扩大，之前可能是 30 万级别，百万级别，之后要千万级别。新一代电力交易平台已经在做了……

Q：是国网投的吗？

A：是的。

Q：具体是比如国电南瑞吗？

A：不清楚。

Q：每个省的资源禀赋导致价格不一样，那全国市场怎么实现？

A：没说要全国一个价，东西方的经济情况本身就是有差异的，最重要是统一的规则，目前是各省有各自规则，未来要有个标准化的规则，流通性更强，交易成本降低，市场才会活跃起来，所以还是需要最基本的核心规则的。欧美都是有先例的，这也是客观的规律和要求。之前我们是为了先把市场做起来，之后要化繁为简，标准化设计。

Q：燃煤标杆电价之后会是交易出来的吗？

A：之前这个是有个背景的，之前是长期是煤电联动的，之前发过一个 610 号文，209 号文， 后来到了 2019 年 10 月，发改委又发了个深化改革意见 1658 号，取消了标杆电价和煤电联动机制，开始基准价上下浮，但基准价当时也没具体规定，所以用了之前的标杆电价。后来1439 号文把浮动范围扩大。所以让大家以为基准价就是标杆电价，其实只是“按照”标杆电价。后续市场化比例提升后，应该自然而然地形成新的价格。

Q：风光大基地的电价怎么定出来展望下？

A：以前是基准电价鼓励参与市场，之前都是降价的，现在有了绿电交易后，可以稍微涨一涨，21 年 9 月后是随着煤价涨。还是要看市场的大环境，比如 3 年前如果说大规模缺电大家都不信，所以给预期是很难的。

Q：如果是新疆绿电+特高压过网费，送去东部成本也是很低的啊？

A：发输配用各方面都要能支持，能不能消纳都要考虑。输送的时候也很难是 100新能源， 系统会受不了，要通过系统调节来优化。

Q：碳市场与电市场？

A：降碳就意味着省电，提高新能源利用率，要协同运作才能保证。主要看是走欧洲的集体消纳，还是做储能？目前看应该是两者协同并进的态势。

但帮你稳定，你新能源要付出什么？之前你是个婴儿，需要辅助你成长，但慢慢你长大了， 成了青壮年，火电是中壮年，类似爸爸养孩子，孩子应该也给家里交点生活费了，到 2030， 可能就需要反哺火电来养养老了，所以火电是增容减量，调节电源，新能源是主力地位了， 责任就要担起来了。

用户通过新能源拿到了电，通过火电拿到稳定，也拿到了蓝天白云，获益的是不是也需要付出，所以这些用户应该也要为系统付出点什么吧，目前是没这个机制的，之后通过市场化机制一下下的解决清楚。权利责任是个很关键的问题。另外比如自备电厂，你给系统带来不稳定因素，你也要付出些什么，国家让你交些费用也是应该的。

Q：分布式发电的量会很大吗？

A：有一句话是“鼓励分布式光伏、分散式风电向周边售电……”，这句话读 3 遍其义自见了。

Q：风光发电成本持续下行，所以未来电价可能上行吗？

A：这是个趋势问题，现在新能源体量说大不大，说小不小，让它自主定价的时候是煤电退二线的时候。参与市场后就开始博弈了，所以高、低还是维持现状，是看各主体综合博弈出来的。如果煤电退二线了，新能源就要考虑自己的调峰成本了，报价不会不考虑调峰。

如果火电容量电价是和新能源三七分账，那新能源电价也要考虑火电分的 3 成。

现在是啥具体的机制还没有，讨论电价有点难，应该建立一个机制，看看效果，直到所有机制健全了，走半年，再说预测电价。

Q：所以短期还是对标煤价，改变还需要较长时间？

A：短期是的，但长期不好说，因为新的政策变化太快了，现在新能源像十五六岁青少年， 变化是很快的，“较长”不敢再说了，得盯着看。比如我当时做这个文件时候，我想的是能 2030 年出来我就很欣慰了，没想到 2022 就出来了，所以还得再看，要看对此的期许是啥。

Q：电改 9 号文的东西 7 年没落地，现在出个新的东西，基础都是没有的，好像都已经知道了，有什么新的东西吗？

A：输配电价改革已经完了，都在做第三轮核定了。

Q：但比如我是个江苏的分布式电源，我怎么送电交输配电价，还是没机制啊？

A：做隔墙售电，要给配网付多少钱，这个没人定，是这个意思吧？之前很多配网是自建的，送给配网公司了。

Q：之前是不让电网参与，现在电网参与进来更不清楚了？改革并没有落地啊？

A：从 2016 开始，走过了 5 年电改，为什么很多用户还没参与市场？比如偏远用户，小的用户，售电公司不想代理呢？可能你代理收益还没成本高。所以很多用户是沉淀到了电网公司里，没人接盘。

Q：怎么让大家积极参与，而不是听政策的？

A：因为之前都是生产的人做领导，而不是做经营的，所以现在是先让大家知道做经营是能赚钱的，这是要个过程的，5 年是解决不了 50 年的问题的。

Q：借鉴欧美有个电力交易的清算中心，我们是能源局哪个司做得吗？

A：你说的是期货市场的，比如欧洲的就是交给纳斯达克子公司来做的。清算所都是衍生品出来后才成立的，我们还是电能交易为主，衍生品还有点早，现在批发市场还没搞好。

Q：会通过电价上涨倒逼高耗能出清吗？

A：不要老想着有多么自由，而是整体的大盘子，国家发展不是只要电力市场的，各方面是要齐头并进的，电力是个基础工具，要放在大盘子里看电价，要为下游赋能的。现在还是要托起经济稳定增长的，然后再回过头来，慢慢地做价格调整。这才是整体趋势，不能单看一个行业的情况。

专家介绍（比较基础）：为什么要建立电力市场：

比如北欧各国资源禀赋各不同，客观就需要将能源资源交互，来满足整体的电力需要。我们国家有 3 个方面：电力体制改革要有抓手；已有 15 交 13 直的网络体系，需要建立市场来优化资源；新能源大量并网，传统的能源调度难以平衡当下需求，需要市场化的做总体的利益格局平衡。

这次文件有哪些新的变化：

是一个阶段性的好的总结+对未来的一定期许。目前是省间+省内两级市场，这次是首次在国家文件中对此予以明确。关于探索新的关于爬坡、转动惯量，有一系列要推动的事。之前的中长期交易是年度为主，2016 做到了月度交易，到 2017-18 年，除了个别省，大部分省份都有年度和月度的定期开市，月内是按需开市，部分做到了定期开市。到 2020 年底发改委提出要求，20 个省实现了定期开市，但交易的周期拉得比较长，按旬，目前要滚动不间断开市。一开始是单边报价，好处是稳，发展到 2022 年，今年，市场培育度已经比较高，未来将用户侧引入现货交易，初期可能报量不报价，先进入系统，做优化，之后再报量报价，形成供求关系的平衡。

电力市场有别于其他，是个实时的发用平衡的市场。关键是实时、平衡。电力市场要遵循市场的客观规律，即便未来能储能了，也是要平衡的。

统一的规则是基础，电价理顺了市场才能正常运转。此外还提到了保供机制。

2022 年价格略有松动，主要还是看煤炭。

绿电交易是基于碳关税，企业希望直接购买。

绿电现货试点已经完成，江苏今年做了 2 天的二期的试运行，主要验证平台算法。