Q：《电力市场运行基本规则》中提到的交易类型有哪些？
A：《电力市场运行基本规则》中明确了三种交易类型：电能量交易、电力辅助服务交易和容量交易。 容量交易虽然是文件中的新提法，但实际上是以前的容量成本回收机制。中国对容量成本回收机制有 多种定义，包括容量补偿机制、市场化的容量市场和稀缺电价等方式。市场初期将采用容量补偿机 制，如 2022 年 10月国家发改委价格司下发的煤电容量成本补偿机制。未来将探索建立容量市场，以 市场方式配置系统的有效容量。
Q：电力辅助服务交易在《电力市场运行基本规则》中是如何规定的？
A：《电力市场运行基本规则》中将电力辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务主 要包括燃煤火电的基础调峰、系统调压和大部分省份的一次调频，这些服务目前是无偿提供的。未 来，一些省份可能会探索市场化的一次调频辅助服务，如山西正在进行的市场机制探索。此外，一些 地区可能会像美国那样，对调压等辅助服务进行市场化探索。
Q：《电力市场运行基本规则》中关于电力交易结算的具体规定是什么？
A：《电力市场运行基本规则》中明确了电力交易结算的具体内容，包括电能量交易结算、电力辅助服 务交易结算和容量交易结算。这些规定使得电力市场的不同品种在结算层面有了明确的对应。规则还指出电力交易机构负责结算依据，电网企业则提供相应的结算服务。这意味着，尽管交易双方可以是用户和发电企业，但交易和结算仍需通过统一的电力交易平台完成，并且由电网公司进行统一结算。这种市场模式将继续保持，与国外一些地区通过双边场外交易或自行选择结算所的做法不同。
Q：《电力市场运行基本规则》对电力市场的价格运行有何影响？
A：《电力市场运行基本规则》强调了引导市场价格运行到合理区间的重要性，以满足国家对电力行业 的运行要求。由于电力价格具有较大的波动性。，规则中对价格运行 的指导旨在确保电力市场的稳定性和可持续性。这些内容是规则体系中相对更加明确和重要的方面， 预计在未来一两年内，这些执行上的规定不会有明显变化。
Q：关于电力市场改革的整体进展和未来政策的期待，以及电力市场价值体系的变化和现货市场建设的影响是什么
A：电力市场改革正有条不紊地进行，从中长期交易到现货市场的逐步试运行，以及容量电价的出台， 都是改革的重要步骤。目前，电力体制改革主要聚焦于市场化改革，特别是交易品种的细化和分化。 随着新能源的增长，灵活调节能力和可靠发电容量变得更加稀缺，需要市场机制来激励资源提供。国 家正在探索市场化的辅助服务和建立容量保障机制，同时，新能源的环境价值通过绿电绿证市场体 现，并与国家的碳双控政策相衔接。电力市场的价值体系将出现分化，电能量价值的占比将下降，而 灵活调节、可靠容量和绿色低碳价值将上升。现货市场的建设将极大影响电力市场的价值发现和市场 主体的博弈行为，尤其是新能源。中长期市场的细化和分时段合同的推进是电力市场化改革的必然方 向，将对市场主体的竞争格局产生重大影响。新能源入市是未来值得关注的问题，需要国家层面的顶 层文件来指导新能源的价格配置和优化资源配置。
Q：新能源入市的趋势和对新能源企业收益格局的影响是什么？
A：新能源入市是未来电力市场改革的重要趋势，由于新能源的快速发展，市场配置价格和形成真实价 格是必然选择。这将改变新能源企业的收益格局，因为许多新能源项目在建设时是基于未来 20 年的电 价预测来计算收益的。然而，市场推出时并没有很好地与原有计划体制下的电价衔接，导致新能源入 市后电价存在风险。全国新能源入市的比例已达到 50%，特别是在三北地区，新能源比例已经很高， 原有的保障利用小时数政策难以执行。需要各省根据实际情况制定 政策。新能源入市的政策和市场机制的完善将是未来电力市场改革的关键。
Q：国家层面是否会推动分布式光伏参与市场？
A：国家层面目前正在推动集中式的新能源入市，主要是陆上风电和集中式光伏。然而，分布式光伏的 快速发展使得其参与市场的必要性也在增强。预计今年或明年，国家层面可能会推动分布式光伏参与 市场，可能采用电网企业代理购电的模式，让不具备直接参与市场条件的分布式光伏通过电网企业代 理的方式接受市场价格。
Q：电力市场运行基本规则的修订和政策机制有哪些新动向？
A：电力市场运行基本规则的修订和政策机制方面，已经建立了 1 加 6 的基本规则体系。其中，电力 现货市场的基本规则和信息披露的基本规则是最近半年内新出台的，预计不会有修订。中长期交易的 基本规则预计将在下半年进行修订，形成第三版，可能会引入分时段签约的要求。此外，国家发改委 正在征求关于绿电交易专章的意见，预计将合并到中长期市场基本规则中。辅助服务基本规则预计今 年将落地，以规范各省多样的规则。同时，国家层面可能会出台新能源入市政策，填补过去八年的政 策空白，并关注能耗双控向碳排放双控转变的具体政策。
Q：中长期交易引入分时电价机制将如何影响市场？
A：中长期交易引入分时电价机制将直接影响发电企业和售电公司的签约方式。企业需要按照分时段签 约，将电量和价格按照不同时间段进行分解和约定。这将增加新能源企业的签约难度，因为它们需要 更精确地预测每个时段的发电量和价格。分时段签约可能导致新能 源企业在年度交易中签约的比例下降，而更多地依赖月度交易或更接近交割日的交易。此外，分时段 签约可能会暴露新能源固有的反调峰缺陷，增加其价格风险，尤其是在其主要发电时段内的价格可能 会下降，从而影响其收益。火电企业则需要合理预测系统供需形式和价格，以安排发电行为。
Q：今年迎峰度夏期间电力供需格局的展望如何？是否存在缺电情况？
A：今年迎峰度夏期间，电力供需形势相对紧张，被认为是近年来最为紧张的一年。预计顶峰负荷增速 将超过可靠装机增速，导致电力供需硬缺口逐渐拉大。根据中电联预测，今年可能存在约 4000 万千瓦 的供需缺口。若气温较高，降温负荷可能急剧增长，供需紧张将更为明显，可能出现有序用电的情 况。然而，由于今年来水情况良好，如果气温不是特别高，供需形势可能相对缓和。明年随着燃煤火 电的投运，供需缺口预计将逐渐缩小。
Q：未来几年电力供需状况将如何发展？有哪些因素会影响电力供应？
A：未来几年，顶峰负荷增速超过有效装机增速的现状可能会持续存在。除非出台政策降低顶峰负荷， 否则供需矛盾将继续存在。为了保障电力供应，需要更多地挖掘需求响应能力和储能调节能力，这些 将是未来几年保供的重要资源。除了煤电投运和具体天气情况，电化学储能等保护资源的成熟程度也 将影响未来电力供需状况。
Q：今年气候条件对电力供需有何影响？是否有可能出现大规模拉闸限电的情况？
A：今年气候条件对电力供需有较大影响，尤其是厄尔尼诺现象可能带来的风险。尽管经济复苏情况良 好，但气候风险可能导致时段性、季节性和区域性缺电问题。电网公司将执行有序用电方案，以应对 供电不足的情况。目前，有序用电方案能覆盖约 30%的用电量，因此不会出现大规模拉闸限电的问 题。国家层面也明确禁止大规模拉闸限电。具体是否会出现有序用电，取决于气温和来水情况。如果 气温较高，有序用电可能不可避免。
Q：对于火电新建速度的看法，以及未来火电发展的趋势如何？
A：我国对火电的发展态度在 2021 年下半年出现了明显的转折，主要是因为双碳政策的提出和对煤电 投资积极性的影响。尽管如此，国家层面已经充分认识到在未来几年内，我们仍然需要依靠煤电来保 障供电。实际上，对于煤电的装机速度已经有了明显的提升。预计到 2025 年，将完成 888 17 瓦的装 机要求。而从2025 年之后，煤电的增长仍将持续，因为目前我们找不到更好的替代煤电的保供手段。 至于 28 年 29 年之后，煤电的发电量预计将达到峰值，但装机量的峰值可能要到 2032 年或之后才会 出现，这主要取决于我们是否能找到能够替代煤电保供能力的技术。如果未来几年内没有技术突破， 煤电将继续是我国保供的重要资源。
Q：分时电价机制将如何影响中长期市场？
A：分时电价机制将对整个中长期市场的所有电量产生影响。这意味着无论是年度、月度还是月内交 易，所有的交易都将按照统一的分时价格来执行。这种机制的实施，将使得电量的结算不需要区分是 在哪个时间尺度上签订的合同，从而简化了结算过程。举例来说，如果在某年 8 月份出台了分时段要 求，那么从十月份开始的所有交易，包括之后的年度交易，都将按照这种分时段模式来进行。这表明 分时电价机制对中长期交易的影响是全面且深远的，所有的中长期交易都需要遵循统一的分时段规则 来执行。
Q：分时电价对整体上网电价水平的影响如何？
A：分时电价的实施可能会增加不同电源的预测成本和准确率，以及偏差结算的问题。但从整体变动方 向来看，分时电价对市场平均价格的影响较小。市场均价以基准价为基础形成，而分时段电价的自由 化取决于各省的电源结构和用电曲线。实际操作中，各地会设置价格上下限以保持市场平均价格在国 家要求的区间内。因此，分时段细化后，对电价的直接影响有限，不会明显下降或上升。影响主要体 现在个体市场主体，如新能源发电和用户侧的电费可能会因调节能力不同而出现明显分化。
Q：火电在分时电价体系中的预测准确性如何？
A：火电被认为是几乎完全可控的电源，对火电的要求较为严格。火电可以根据调度指令快速调整发电 出力，因此可以认为是一个完全可靠可调的机组。在中长期签约时，火电也能跟随自己的交易曲线。 燃气发电的控制能力比火电更强，而核电在高负荷率下也具有可调性，但在低负荷率时降负荷能力存 在疑问。因此，在分时电价体系中，火电和燃气发电的竞争能力最强，但燃气发电由于成本较高，竞 争力相对较弱。
Q：水电和核电在非时电压情况下的可控性和预测性如何？
A：水电的调节能力取决于是否有大坝。库容式水电具有较好的调节能力，而径流式水电则没有调节能 力。中国大部分水电为径流式，因此在市场分时电价体系中，径流式水电的竞争力不会提升。库容式 水电则对分时段电价较为友好。然而，水电入市的比例较低，且政府定价通常较低，因此水电从政府 定价向市场定价转变时，价格会有明显的变化。国家层面可能会通过超额收益回收机制来调整这一变 化。因此，水电入市需要先解决政府定价向市场定价转变的问题，再考虑分时段电价对其收益的影响。
Q：核电的盈利情况和未来市场竞争力如何？
A：核电目前的盈利情况良好，主要得益于其高利用率，平均利用小时数约为 7500小时，几乎全年满 负荷运行。但随着新能源比例的提高，电价可能会出现低价时段多、高价时段少的情况，这可能导致 核电的平均结算电价下降，除非核电能够降低发电量进行调节。目前，核电调节能力存在技术不确定 性，若能调节至70-80%的发电量则无大碍，但进一步降低可能会影响安全。因此，分时段电价对核电而言并非利好，核电更倾向于平稳的发电曲线。未来核电的市场竞争力取决于其调整能力，若能适 应市场电价波动进行调节，则可能提升市场竞争力，但这会导致利用小时数下降。