本次讨论聚焦于中国电力市场化改革的最新进展和影响，深入分析了电力体制改革的历史背景、主要目标、内容框架、当前进展与未来趋势。自2015年以来，伴随中国经济的发展和电力供需关系的变化，电力改革进入新的深入推进阶段。改革目的在于解决现存矛盾，推动电力行业健康可持续发展，并对未来发展趋势作出科学预判。讨论重点关注改革的主要目标、内容框架、现阶段进展及面临的挑战，尤其强调了电价改革和全国统一电力市场建设作为改革的核心方向。通过深化改革，旨在实现资源的优化配置，促进新能源的高质量发展，并应对电力供需不平衡等问题。政府已推出一系列政策措施，包括新规则的发布，以优化资源配置，提高市场灵活性，并为新能源项目提供更好的支持与补偿机制。此外，讨论还涵盖了如何通过市场机制来解决新能源消纳问题，以及完善辅助服务市场和绿电记录等方面的未来工作重点。总的来说，电力市场化改革是一个复杂的系统工程，需要在多方面协同推进，以实现电力市场的长期稳定与发展。问：习总书记在全国企业家座谈会中的讲话对电力市场化改革有何重要影响？答：习总书记在企业家座谈会上的重要讲话中提到了电力体制改革，并将其作为首个发言主题，这表明了国家对电力市场化改革的高度重视和推进决心。此外，习近平总书记还对整个会议进行了回顾总结，并指明了改革的方向，进一步强化了市场在资源配置中的决定性作用，这对电力市场化改革具有深远意义。问：为何电力市场化改革在二级市场反应明显，哪些行业受益？答：电力市场化改革涉及多个行业，如电力运营商、特高压、虚拟电厂、储能光伏逆变器等，它们在二级市场中表现出明显的涨幅，并吸引了较高关注度。这意味着市场对电力改革的认可度较高，认为其具有广阔的前景和潜力。问：电力市场化改革的历史发展脉络及当前阶段是什么样的？答：电力市场化改革自2015年启动以来，经历了供需宽松、紧张到全面改革的过程。在2021年前，供需关系相对平衡，政府管控电价为主；但从21年开始，由于能耗双控和碳排放目标的压力，电力供应不足成为主要矛盾，促使全面放开工商业用户进入市场，并规定燃煤企业必须进入市场疏导燃料成本压力。尽管目前仍处于供需紧张阶段，但随着煤电产能增长及新能源快速发展，未来供需将趋向平衡，而新能源高质量发展将成为关键问题。答：电改框架体系的设计不仅包括电价改革，还着重于全国统一电力市场的建设。全国统一电力市场是未来市场化改革的目标方向，尽管在初期阶段是以省为实体或区域电网为主进行电力平衡，但在初期阶段会先建立省间和省内的电力市场，以解决省内资源优化配置的问题，如保障供需平衡和挑选最便宜电源优先发电。答：全国统一电力市场体系分为省一级和省间市场两个层级，其中省间市场包括中长期交易（常规与新能源参与的绿电交易）和现货交易（电能量市场和辅助服务市场）。省间市场的作用是通过市场手段在全国范围内优化资源配置，实现西部可再生能源向东部省份输送和新能源消纳的规模化提升。答：容量市场旨在解决传统固定投资成本回收问题，通过给予调节资源一定的容量电价补偿，激励其参与市场调节。随着新能源大规模发展后调节资源需求凸显，容量市场将逐渐从全国统一一刀切的模式过渡到省内制定个性化规则，确保所有调节资源都能获得相应的回报，推动电力市场进一步发展和完善。答：新能源高质量发展离不开调节资源的支持，而这些调节资源（如虚拟电厂、储能和煤电等）在市场机制下能够获得收益的最大化，从而推动新能源的发展。在这个过程中，新能源需承担部分调节成本以保证全国范围内的新能源消纳。答：中长期市场规避了现货价格波动风险，而现货市场则反映真实的电价信号。在现货市场中，电能量市场精确地反映分时供需关系，新能源因其边际成本低将优先发电，而其他调节资源如煤电等则会在低利用小时数下获得固定的容量补偿，以推动新能源消纳并促使传统发电厂调整运行模式以适应市场机制的变化。答：当前新能源消纳问题已相当突出，今年预计新增装机规模仍将继续高速增长，预计未来两三年乃至五年、十年内，新能源消纳问题会变得更加严重。答：目前有十几个省份采取全额保障性消纳策略，但在节假日等特殊时期，这种保障性消纳会导致高昂的代价。另外，已有十几个省份将新能源推向市场，并采取放量报价方式，即使报价低甚至为负数，也有可能被弃掉。因此，未来新能源全面入市的趋势不可逆转。问：如何逐步推进新能源参与市场化，并保障其合理收益？答：政府正在制定方案，逐步推进新能源进入市场，并保证其合理收益。在推进过程中，需要完善政府授权合约、结算环节的电量电价调控措施等过渡保障性机制，以确保新能源能够安全、有序地参与市场。答：新能源消纳问题的核心在于如何充分调动资源的灵活调节能力，疏导调节成本给到不参与调节的资源所有者（如核电、用户），同时促进新能源的消纳，这是当前政策制定的重要方向。问：关于辅助服务市场的建立和发展，能否提供一些时间节点上的展望？答：辅助服务市场全国层面的基本规则将在近几年发布，但其全面铺开和建立完善的市场机制需要一个长期过程，预计2025年至2026年会是一个比较全面启动并实现长周期运行的节点。届时，各个省将进入长周期运行，市场机制明确，资源能够稳定参与调节并获得收益，从而迎来市场发展的新阶段。答：是的，在现货市场开启后，市场仍需要调峰功能。由于当前供需宽松，新能源发电困难时，价格较低，发电商会因多发而亏钱，此时调峰市场能起到稳定市场的作用。尽管调峰效果已经在现货市场中体现，但未来这些调峰需求仍会纳入电能量与现货市场的融合中。问：现在调峰收益与电能量回收煤炭成本收益是否可以区分出来？答：目前从宏观角度来看，调峰收益与电能量回收煤炭成本收益难以区分。去年全国370亿调峰费用占发电侧结算总费用比例约为1.2%。国外情况各异，欧盟国家平均为3%到6%，美国地区为2%左右，而个别地区如德州可达10%以上，整体而言，国内调峰费用的增长空间仍然很大。问：美国新能源占比相对欧洲较低，这是否导致其辅助服务费用占比也低？答：美国新能源占比相对欧洲较低，部分原因是其天然气成本较低，调节能力强，能在短时间内提供电力。此外，美国市场并非所有区域都以新能源为主，像PGM地区新能源占比就低，因此辅助服务需求程度相对欧洲不高，但在新能源占比高的区域，辅助服务费用会相应提高。答：东北地区调峰费用高的原因在于风电资源少且波动性大，因此需要投入大量资金建设调控市场以增强火电机组的灵活性和调节能力，以适应风电的不稳定特性。答：调峰无偿提供的范围包括两个方面：一是按照《电力辅助服务管理办法》规定，在一定范围内（如火电50%以下的调节能力）提供的调峰服务是免费的；二是当市场供需紧张时，二次调频往往也是免费提供的，而超过20小时才需要付费。答：现货电价与燃煤结算电价对比时，关键在于参与调节与否的影响。未参与调节的燃煤结算电价无法对比，但总体上，现货电价是反映供需和成本变化的主要手段，能有效避免虚高问题，且在供需宽松、煤价成本较低的情况下，现货电价可能会低于基准价。答：调峰市场正在逐步被现货市场取代，调峰不再是一个独立市场，而是与现货市场融合。在现货市场中，并非低于一定比例才给钱，高于某个阈值也不给钱，而是根据实际调峰行为来计算收入，这种机制更加灵活且客观反映供需关系。答：调峰与新能源在电价结算中的对比结果显示，火电通常比新能源更高，但这并不意味着调峰收益少于新能源，因为调峰参与者在供需紧张时期通过调节发电量获取的收益是隐含在整体电价中的，无法单独分出来。尽管如此，通过比较火电与新能源的均价结算，调峰带来的收益是明显的。问：电价上涨是否会导致下游工商业客户发展受到影响？地方政府在电价改革中的立场如何影响推进节奏？答：电价上涨在特定历史时期可能会出现，但若从长期市场发展角度看，无论是涨价还是降价，市场都应真实反映供需关系及资源合理配置。政府并不担心电价上涨会严重影响下游工商业客户发展，因为市场机制能疏导燃料成本高涨的压力，使得发电侧和用电侧都能受益，最终实现各方共赢的局面。地方政府中有一些省份较为注重稳定电价，将之视为重要政策目标，因此当前大范围全面推开市场化改革并不现实。但随着能源供需形势的变化，预计未来各省份会逐步推开市场化改革，特别是在煤价稳定且能源供应宽松的情况下，市场机制将可能导致电价下降，实现健康市场条件下各方价值的最大体现。答：在当前情况下，由于燃料成本上涨，电价虽然在一定程度上上涨，但仍受制于目录电价上下浮动不超过20%的限制。因此，发电侧向用户侧的传导主要表现为通过谈判和协商来调整电价，且谈判过程往往受到人为因素和市场发展阶段的影响，但随着现货市场的兴起，供需决定的价格将成为双方共同遵守的标准，市场机制将更加客观合理地决定电价。
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