1、电力改革现状与背景

· 电力改革自2005年开始，2015年进一步推进，取得了一定成绩，包括电价放开、配售电业务放开、发用电计划放开、交易机构独立等。“三放开、一独立、三个强化”是改革的关键方向。

· 市场化交易比例已接近70%，其中煤电市场化交易形成的比例较高，新能源市场化交易比例也在提升。

· 电价改革方面，购销差价模式转变为中长期协议和电力现货市场竞争形成电价，促进了电价市场化。

· 中长期电力交易品种已实现全覆盖，交易周期缩短，市场化程度提高。

· 现货市场发展相对滞后，部分省份实现连续正式运行，省间现货市场交易量较小。

· 辅助服务市场建设已基本覆盖，但交易品种和市场启动情况存在地域差异。

2、电力改革的紧迫性与迫切性

· 电力保障性供应面临挑战，电力供求关系变化，成本疏导机制尚未完全建立。

· 新能源消纳压力增大，利用率下降，新能源发展与销量不匹配问题突出。

· 新业态如新型储能、虚拟电厂等发展受限，市场化机制不健全影响新能源规模化发展。

3、电网投资与建设

· 电网投资面临需求增长，特高压和配电网建设滞后影响新能源接入和消纳。

· 配电网尤其薄弱，农村县域配网需加强，以适应新能源发展和新型电力系统建设。

4、电力改革的未来方向

· 电力改革需解决顶层设计问题，统一规划和实施，可能涉及机构变革。

· 新能源全面入市是趋势，市场化交易比例预期提升，政策研究和流转正在进行。

· 水电和核电市场化交易比例预期提升，但节奏和条件有所不同。

· 用户端市场化交易可能扩展，居民电价调整可能性较小，分时电价和输配电价有调整空间。

5、电力市场交易品种发展

· 中长期电力交易市场化推进，现货和辅助服务市场建设预期加速。

· 电力现货市场交易频次和成本疏导及时性优于调峰辅助服务市场。

· 容量市场建立和绿电绿证交易发展，体现环境溢价，提升新能源友好性。

6、新能源发展与电力供应

· 新能源发电与电力供应紧张并存，时段性电力平衡问题需关注。

· 新型储能和光伏发展面临机制变革考量，储能成本和收益模式待明确。

7、配网建设与投资

· 配网建设需适应新能源接入，重构和改造投资需求大，未来投资可能倾斜。

· 配网投资比例预期提升，特高压投资保持强度，新能源市场交易化影响投资积极性。

8、电力市场电价与成本

· 新能源市场化交易可能短期影响发电收益，长期看环境溢价和成本下降有利于收益稳定。

· 新能源入市比例增加可能降低上网电价，但终端用户电价预期上升。

9、电力现货市场与水电价格

· 电力现货市场建设中，限价机制对市场有利，水电价格形成机制多样。

· 各省水电价格调节机制和定价权限不同，市场化交易影响价格形成。

10、储能发展与政策

· 电网对储能需求迫切，态度积极，储能利用率预期提高。

Q&A

Q：关于煤电中长期价格的20%限价是否合适，以及各省是否可以根据实际情况进行调整？

A：目前，煤电中长期价格的20%限价正在被讨论和研究，以确定其是否合适。一些省份认为应该因地制宜，根据各省的实际情况进行调整。例如，上海等经济发达地区可能愿意支付更高的价格来保障供电。去年已经提出了深化电力企业改革，20%限价问题应作为重点提出。与国外相比，国外电力市场通常没有中长期限价，只有在电力现货市场有限价，且限价较高，如五倍或十倍。

Q：居民电价调整的可能性和方向是什么？

A：居民电价调整的可能性较大，可能会采取三档阶梯电价的方式。调整一档和二档电价不太可能，因为这关系到民生问题。调整可能针对三档阶梯以上的用电或特定用电，如富人用电，可能会上调。目前这一调整还处于讨论阶段，电网企业尚未接到具体指令。

Q：分时电价的重要性及其对电力市场的影响是什么？

A：分时电价是电力市场改革的重要内容，它体现了供求关系的变化。目前，各地方政府已经出台了不少分时电价政策，要求中长期协议带有曲线，即不同时间段的电价和电量不同。分时电价的调整不仅影响用户端，也影响发电端。未来，分时电价可能会根据形势变化进行进一步调整。

Q：输配电价的未来趋势和影响因素是什么？

A：输配电价在未来可能会有进一步的提价空间。这主要是因为电网投资基建和辅助服务成本的增加，以及新型电力业态的发展需要更多的电网投资。预计在2024年到2026年的输配电价调整中，可能会有向上的提价空间。电网投资基金在未来几年仍将保持繁荣。

Q：电力市场交易品种的发展方向和重点是什么？

A：电力市场交易品种的发展方向包括中长期市场化改革、现货和辅助服务市场的实施。目前，现货市场和辅助服务市场的推进速度较慢，但有可能通过座谈会等方式加速。预计第一批八个电力项目可能在今年年底正式运行，第二批六个项目可能在明年落地。电力现货的比例可能会调整，以适应电网安全和价格波动的需要。辅助服务市场的发展可能更为看好，各地在推进实施时交易品种略有不同。

Q：如何看待当前电力辅助服务市场的发展及其与电力现货市场的关系？

A：当前电力辅助服务市场正在制定顶层设计，基本规则正在征求意见阶段。辅助服务市场包括调峰和调频等交易品种，其中调峰交易品种与电力现货市场有所重叠。在某些地区，如山西，没有深调控辅助服务，只有调频。辅助服务市场在功能上可以涵盖电力现货市场，但由于交易频次不如电力现货市场密集，电力现货市场在交易频次和成本疏导的及时性方面优于调峰辅助服务市场。尽管如此，从保障电网安全的角度来看，辅助服务市场的推进节奏可能会快于电力现货市场。

Q：电力市场化定价的进程及绿电和绿证交易的发展情况如何？

A：目前电力市场化定价还在逐步推进中，预计到2030年才能建立一个比较完善的电力市场，通过市场化方式进行定价。目前是行政运行定价，未来将过渡到市场化定价。绿电和绿证交易越来越受到关注，因为它们是环境影响的主要驱动因素。今年绿电交易量预计达到1000亿千瓦时以上，绿证发放量至少达到两千多万张，这一目标有望轻松实现。新能源企业和有终端用绿能需求的企业对购买绿电和绿证有迫切需求。目前国外尚未认可绿证，正在解决绿证国际互认问题。绿电在总电量中的占比不到10%，但随着绿电和绿证交易的推广，这一比例有望逐步提升。绿电和绿证交易的途径和市场将更加丰富，对新能源的友好性也将进一步提升。

Q：为什么去年新能源的消纳率下降，以及新能源的发电量是否能满足今年的新增用电需求？

A：去年新能源的消纳率下降主要是因为夏季是新能源发电的高峰期，但电力系统需要根据每时段的电力平衡进行调节，而非电量变化。新能源如光伏和风能受天气影响，可能在尖峰负荷时段无法提供所需电力，导致电力供应保障不足。尽管如此，从全年发电量来看，去年新增的290GW新能源发电量基本上能够覆盖今年的新增用电需求，但可能会出现某些时间段电力短缺的现象。

Q：为什么新型储能和光伏的发展在当前时间点面临挑战，以及储能的成本效益如何？

A：新型储能和光伏的发展面临的挑战主要是机制变革上的考量，以及年度计划的节奏影响。尽管光伏的度电成本已经非常低，甚至低于某些火电成本，但由于项目规划和年度计划的制定，4月和5月的装机数据同比增速可能不好看。然而，这只是一个正常的节奏，预计5月会反弹，6月会创新高。此外，储能的成本效益已经具备一定条件，但电网体系的稳定性和用电安全可能限制了对电力现货市场推进的接受速度。

Q：为什么光伏发电在某些地区已经具备成本优势，但仍然无法替代火电？

A：尽管光伏发电在成本上具有优势，但在中东部地区如江浙沪、安徽、湖北、重庆等地限电时，光伏发电并不足以满足需求，因为这些地区的光伏装机并不多。而光伏主要集中在西北地区，由于输电通道的限制，无法将足够的光伏电力输送到需要的地区，因此在实际操作中仍然需要依赖火电。

Q：为什么储能电站的建设和运营面临收益模式的问题？

A：储能电站建设和运营的收益模式问题主要是因为缺乏电力现货市场，导致无法进行分股套利加仓。如果储能仅用于保供电，在假期那几周的利用率会很低，从而使得第三方投资者难以从全年的低利用率中获得合理的回报。此外，如果没有电力现货市场，储能电站的建设和运营成本难以回收，导致第三方投资者不愿意投资建设。

Q：去年的光伏装机增长有何特殊之处，以及今年的光伏装机增长预期如何？

A：去年的光伏装机增长特殊之处在于，很多原计划在2022年投运的项目因为组件价格高而推迟到2023年上半年，导致上半年的装机量激增。这违背了往年的投产规律，即1月份高，之后下滑，5-6月份上升，7-8月份下调，然后9月份开始持续增长。今年的光伏装机增长预计将遵循这一规律，但具体的增长预期需要根据年度计划和市场情况来确定。

Q：当前国内配网体系存在哪些问题，以及未来的改进方向是什么？

A：当前国内配网体系存在的问题主要是设计时未考虑终端接入光伏、电动车等新型负载，导致变压器容量不足，且原有配网为单向供电，不适应新的双向有源配电网需求。改进方向包括配网重构，形成类似主网的网状供电结构，以适应即插即用的发展方式。目前因投资较大，全国众多县域改造需10亿以上，暂时无法全面重构，因此采取配网手拉手方式，通过装置连接配网和台区，试点分布式储能和调相机等。同时，今年开始控制互用光伏，加装网关规约转换器，由电网投资，以解决无源到有源配网的转变。

Q：电网投资的总体趋势和未来重点是什么？配网投资机会是否值得重视？

A：电网投资总体趋势是总量会提高，今年已达5600多亿，未来可能提高到近7000亿规模。特高压投资不会减弱，"十五五"期间投资量还要比"十四五"更多，因为要满足新的发展需求。未来重点将逐步倾向配网，解决其薄弱、智能化低、设备改造升级等问题。明年开始，配网推广可能会有明显增速。目前因大基地建设推进，配网投资更多从信息化、智能化起步，逐步向30年目标建成发展。因此，配网投资机会值得重视，未来将成为重点。

Q：新能源市场化交易后发电收益是否会下降，以及这是否会影响新能源投资的积极性？

A：短期内，新能源市场化交易可能会导致发电收益下降，因为新能源发电在特定时间段内，如果销量存在问题，上网电价可能会降低。然而，从长期角度来看，随着环境溢价的逐渐作用，政策如碳关税等指向环境溢价，以及新能源消纳和边界在“十五五”期间的改善，新能源的利用率有望提高，成本下降，市场化交易中的储能成本降低，将有助于新能源发电收益的稳定和提升。因此，虽然短期内新能源发电收益可能面临压力，但长期来看，新能源投资的积极性不会受到根本性影响。

Q：新能源和水电入市比例增加后，发电电价成本中枢是提高还是下降？对电网的电力采购成本有何影响？

A：如果增加新能源和水电的入市比例，从采购端或上网电价来看，电价成本中枢可能会小幅下降。但这并不意味着终端用户的电价会降低，反而可能会呈现先升后降的趋势。因为终端用户电价叠加了多种成本，包括新能源入市带来的辅助服务成本增加，以及容量电价的增加。例如，新能源发电渗透率接近20%时，辅助服务费用成本的增加可能会使每度电的成本增加一毛多。因此，短期内，电网的电力采购成本可能会下降，但系统运行费用和终端用户承担的费用可能会上升。随着成本下降和条件改善，长期来看，电价成本中枢有望降低。

Q：全国电力现货市场的比例有多少？现货价格机制设置过窄的限制是否会影响现货市场的意义？水电的价格机制如何，个人定价权限有多大？

A：目前，全国电力现货市场已经涵盖了第一批八个和第二批六个省份，其中四个省份的现货市场已经正式运行。现货市场的比例正在逐步增加。关于现货价格机制，为了防止价格波动过大，如山西电力现货市场的天花板价格设置为上一年均价的1.5倍，这是为了确保电力现货价格不会突然大幅上涨，避免对工商用户造成不可承受的影响。现货市场的限价或天花板价格设置是有利的，它不会过低，会保证有足够的套利空间，满足市场参与者的需求。至于水电的价格机制，个人定价权限的具体大小未在文中明确说明，但可以推测，价格机制会考虑到市场供需、成本和政策导向等因素。

Q：水电的价格形成机制是如何的，以及各省对水电定价的权限有多大？

A：水电的价格形成机制相对复杂。有些地方的水电价格由国家定价，例如三峡、葛洲坝等，这些价格会落地到省，并与受端的上网电价相联系。另外，一些省份如青海有自己的水电标杆上网电价，价格大约在0.18元到0.23元之间。还有市场化形成的定价，如云南和四川的水电直接进入中长期交易市场，有些地区可能已经进入现货市场，通过市场交易形成价格。

Q：各省对于水电价格的调节机制和定价权利如何？

A：水电电价的调节机制和定价权利因省份而异。在水电资源丰富的省份如云南、四川、青海，定价调价对整个系统的价格影响较大。而在煤电占比较高的地方，无论采用行政定价还是市场化交易形成价格，对市场均价的影响都较小，因此需要分省来考虑这个问题。

Q：今年下半年水电企业能否调整水电价格以增加收益？

A：可以调整。由于今年可能出现电力短缺，预计水电价格在现货市场中会有一定幅度的上涨，之前也有过跨省购买水电价格高达每度电十元的情况，因此今年水电企业有可能通过调整价格来增加收益。

Q：未来两三年特高压和配网在国网年度投资中的比例大概是多少？

A：目前配网投资占总投资的55%，预计未来配网投资比例可能会提高到60%以上。在“十三五”期间，配网投资占比曾达到60%，后来因为特高压建设而有所降低。特高压目前的投资占比相对较小，但预计会有所提升，可能达到5%左右。其他电压等级的投资费用可能会受到压缩。

Q：电网对新型储能的态度如何，储能利用率和收益率是否会被纳入考核？

A：电网目前非常希望储能能在电网中发挥作用，特别是电网侧或独立储能。之前电网对储能的调用存在困难，主要是因为储能质量不过关以及缺少必要的量测控制通信设备。现在随着技术的进步和设备的完善，电网已经能够更好地管理和调度储能，利用率在宁夏、新疆、湖南等地已经很高。电网对储能的态度非常积极，预计未来几个季度公布的储能利用率数据将逐步提高。同时，储能的发展模式已经从政策推动的市场转变为硬性系统的市场，未来电改可能会出台更多对新业态友好的政策和价格机制，以解决经济性问题。