博鱼·boyu体育电力体制改革专家详细解读（万字长文纪要）知情人士：您好，小多。昨天下午，总在山东召开了一场专为企业家举行的座谈会。此次座谈会共邀请了九位专家代表及企业代表发言，讨论的核心议题是电力市场化改革。国家电投的董事长作为首位发言者，重点阐述了电力市场化改革的必要性和其对公司未来发展的影响。总在听取了各位代表的发言后，对讨论内容进行了回顾和总结，并明确了未来改革的方向，强调了电力市场化改革对于促进经济高质量发展的重要性。
知情人士：电力市场化改革是电力体制改革的重要组成部分，它涉及到电力市场的供求关系、价格机制、竞争环境等多个方面。随着改革的深入推进，电力市场的竞争将更加激烈，这将对电力运营商、特高压虚拟电厂、储能光伏逆变器等相关行业产生深远影响。因此，电力市场化改革自然成为市场关注的焦点。
知情人士：在昨天的座谈会上，国家电投的董事长作为首位发言者，主要提出了以下几点观点：首先，他强调了电力市场化改革的必要性，认为这是推动电力行业高质量发展的必由之路；其次，他分析了当前电力市场存在的问题，如市场竞争不充分、价格机制不完善等；最后，他提出了改革的具体建议，包括加强电力市场基础设施建设、完善电力价格机制、推动电力市场多元化竞争等。
知情人士：二级市场对电力市场化改革的反应非常积极。在座谈会结束后，与电力市场化改革相关的各个方向，如电力运营商、特高压虚拟电厂、储能光伏逆变器等，都出现了不同程度的涨幅。这反映了市场对电力市场化改革前景的乐观预期，同时也体现了投资者对相关行业未来发展的信心。
知情人士：电力体制改革并非新生事物，它经历了多轮演变。最近一轮改革的正式启程可以追溯到2015年，随着《中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发九号文）的发布，标志着第二轮电力体制市场化改革的大幕正式拉开。在此之前，我国的电力市场供需相对宽松，尤其是在2015至2020年间，燃料成本较低，装机容量充足，与经济增长相匹配，导致电力改革的动力并不强烈，改革更多聚焦于局部调整和用户端的降价措施。
知情人士：2021年成为了电力供需格局转变的关键节点。在此之前，中国在节能减排和“能耗双控”方面已持续多年努力，特别是2020年提出的“双碳”目标，进一步强化了对煤炭装机增长的严格控制，旨在促进能源结构转型。随着经济增长，新能源装机虽快速增加，但煤电装机的负增长使得电力供应开始难以满足日益增长的电力需求，供需由宽松转为紧张。这种转变迫使电力市场化改革的思路必须做出重大调整，从以往以降低特定用户的电价、提升经济效益为主要目标，转变为更注重通过市场化手段应对电力供应不足的新挑战。
知情人士：自2021年起，改革的核心之一在于全面放开电力价格，尤其是将工商业用户全部纳入市场交易体系，明确燃煤发电必须参与市场，以此缓解燃料成本上升对发电企业的压力。此举意在让市场机制在资源配置中发挥决定性作用，使价格能够更灵活地反映供需关系和成本变动。同时，通过市场机制疏导燃料成本压力，尽管2022年仍面临诸多困难博鱼·boyu体育，但此举为解决燃料成本上涨和确保电力供应稳定提供了新的途径。
知情人士：在未来趋势上，新能源的高质量发展成为改革的焦点。面对“双碳”目标的长期承诺，电力行业不仅要实现新能源的快速增长，更要注重其可持续性高效利用。国家电投作为以新能源为主导的发电企业代表，在此次改革中被寄予厚望，因为它象征着向低碳、绿色转型的坚定步伐。这意味着电力市场化改革不仅要解决短期的供需紧张和成本压力，更要为新能源的长远发展奠定制度基础，促进技术进步、优化能源结构、提高系统灵活性和可靠性，确保新能源能在保障能源安全的同时，推动经济社会的绿色发展。
知情人士：电力市场化改革的推进显著影响了二级市场，特别是与改革密切相关的行业板块。特高压输电、虚拟电厂、储能、光伏逆变器等行业因改革预期而迎来股价上扬，市场关注度显著提升。改革不仅促进了这些行业的技术创新和资本流入，还引导了投资者对未来能源结构转型的积极预期。改革的深化意味着电力产业链的重构，为相关企业提供新的发展机遇，同时也要求企业适应更加市场化、竞争激烈的环境。
知情人士：尽管电力市场化改革取得了阶段性成果，但仍面临多重挑战。短期内，如何有效平衡供需关系、疏导燃料成本压力、确保电力供应稳定是关键。长期来看，随着新能源大规模接入和供需逐渐趋于宽松，如何确保新能源的高质量发展，实现能源系统的灵活性、智能化和高效运行，成为改革的深层次任务。同时，改革还需兼顾社会公平，确保居民和农业用电不受市场波动影响。未来，随着技术进步和政策创新，中国电力市场将逐步形成更加开放、竞争有序的市场体系，为全球能源转型提供宝贵经验。
知情人士：部分省份由于缺乏煤炭等传统能源发电设施，主要依赖新能源作为能源供应源。这一格局直接指向了新能源高效质量发展的核心议题。从发展历程看，从2015年至2021年，再到2023年，虽然时间推移，但电力紧缺的状况并未根本改善，尤其在节假日等特殊时期，新能源消纳问题尤为突出。约一半以上的省份已面临“弃风弃光”现象，即风力发电和光伏发电无法完全并网使用。这一问题的紧迫性在于，随着新能源装机量的持续增长，若不能有效解决消纳问题，不仅会浪费大量清洁电力资源，还会阻碍新能源产业的健康发展和国家能源结构的绿色转型。
知情人士：电力市场改革是一项系统工程，远不止于电价改革。核心在于构建一个多层次、广覆盖的市场体系，确保电力资源的高效配置与供需平衡。其中，“全国统一电力市场”是改革的重要方向，旨在打破地域限制，实现电力资源在全国范围内的优化配置。需要注意的是，这并不意味着立即形成一个物理上的全国大电网，而是通过建立跨省的市场机制，包括中长期合约和现货交易，实现省份间电力资源的灵活调配。例如，将西部丰富的可再生能源输送到电力需求旺盛的东部地区，以缓解局部供需矛盾，同时提高新能源的利用率。
知情人士：市场机制在促进新能源消纳中扮演着关键角色。通过建立和完善包括中长期交易、现货市场以及辅助服务市场在内的多层级电力市场体系，可以有效引导电力资源的优化配置。例如，中长期交易有助于锁定价格，减少不确定性；而现货市场则实时反映供需情况，推动低成本电源（如边际成本接近零的新能源）优先发电。此外，辅助服务市场如调频、备用等服务的补偿机制，激励了火电、储能等调节资源参与系统调节，从而提升了电网对新能源波动性的应对能力。
知情人士：调节资源，如虚拟电厂、储能设施及灵活性改造后的煤电等，在新能源高质量发展中至关重要。它们的存在能够提供必要的灵活性和稳定性，帮助电网更好地适应新能源的间歇性和不可预测性。通过市场机制，这些调节资源能够获得经济回报，激励其投资与运营，进而促进新能源的高效消纳。换句话说，调节资源的优化配置是实现新能源与传统能源互补、确保电力系统稳定运行的关键。
知情人士：容量市场是一种补偿机制，旨在确保电力系统拥有足够的备用容量以应对尖峰负荷或新能源发电不足的情况。随着新能源占比增加，传统电厂（如煤电）的利用小时数可能会大幅降低，为了保证这些调节资源能够在关键时刻发挥作用，而不至于因经济性原因退出市场，需要通过容量市场给予其固定容量补偿。这不仅保障了系统的安全稳定，也为新能源大规模接入提供了必要的灵活性支撑，是新能源与传统能源协同发展的关键政策工具。
知情人士：自2020年以来，电力市场化改革步伐加快，包括电价改革、全国统一电力市场建设等一系列政策文件的发布，标志着改革进入深水区。目前，已形成了“一加N”体系，即以电力市场基本规则为核心，辅以中长期交易、现货市场、辅助服务等细分市场的规则制定。未来，随着中长期绿电交易、辅助服务市场规则的进一步完善，以及可能的容量市场建设，市场机制将更加成熟，为新能源的高质量发展创造更广阔空间。预计未来几年，随着技术进步和市场机制的不断优化，新能源消纳难题将得到有效缓解，电力系统也将朝着更加清洁、高效、灵活的方向迈进。
知情人士：辅助服务是指电力系统为确保供电质量和可靠性，除基本电能供应外必须提供的额外服务，如调频、备用、黑启动等。在发言中提到，辅助服务是一种调节机制，允许固定投资成本高的发电企业即使在不发电的情况下也能通过提供这些服务回收成本，从而激励它们参与系统的灵活性调节。例如，通过调峰（高峰时段多发电，低谷时段减少或停机）不仅为电网提供了必要的稳定性支持，也使发电企业能够在电能量市场中获得更高的收益。
知情人士：市场化改革之前，调节服务往往被视为免费或义务性质，缺乏直接的经济激励。改革推进后，尤其是通过引入更加市场化的定价机制，如现货市场和容量市场，调节资源（如具备快速响应能力的发电厂、储能设施及虚拟电厂）的贡献变得可量化且直接与经济回报挂钩。这意味着，调节资源每执行一次调节行为都能即时获得回报，反之则可能因未参与调节而承担相应成本，这样的机制更贴合市场运作的本质逻辑。
知情人士：中长期市场通常涉及较长时间跨度的电力交易，但无法体现电力供需的实时变化和分时价值。相比之下，现货市场则聚焦于短期甚至即时的电力交易，能够发现并反映电力随时间变化的价格信号。发言中指出，虽然中长期市场已相对成熟，但其无法体现不同时间点发电的差价值，导致调节资源的收入与新能源等固定收益源无异。因此，推动现货市场的建立，有助于解决这一问题，使具有调节能力的资源能根据市场需求灵活调整，实现更高收益。
知情人士：当前，新能源消纳面临的最大挑战在于其快速增长与电网调度灵活性不足之间的矛盾。尽管近年来新能源消纳率维持在较高水平，但随着装机规模的迅速扩大，未来几年该问题将日益严峻。特别是去年新增装机近3亿千瓦，总装机规模达到10.5亿千瓦，且增长趋势预计将持续，这将导致消纳问题更加突出。此外，新能源的市场参与度提升，意味着其因市场报价而未能上网的电量不再计入弃风弃光电量，这要求新能源需更深入地参与市场机制。
知情人士：解决新能源消纳问题的关键在于构建和完善市场机制，包括现货市场、辅助服务市场等，以及逐步将新能源纳入市场体系，同时确保其合理收益。推进过程中，政府将采取积极稳妥的策略，制定过渡性保障措施，如政府授权合约、电量电价调控机制，以平衡市场效率与新能源发展的稳定性。此外，优化容量市场设计，确保容量电价的公正性和合理性，也是长远目标之一。同时，调节成本将疏导给不参与调节的主体，包括部分新能源、核电和不参与调节的用户，以此激励所有市场参与者增强灵活性调节能力。
知情人士：现货市场的开放为储能、虚拟电厂等高成本但调节能力强的资源提供了定价基础和收益途径，它们可以通过响应市场信号进行有效调节，实现成本回收并获取额外收益。现货市场中的电能量与辅助服务市场相结合，为调节资源创造了更多盈利机会，从而鼓励投资和技术创新，提高整体系统的灵活性和适应性，更好地应对新能源随机性和间歇性的挑战。
知情人士：为了保障新能源参与市场的合理收益，政策制定者正在考虑和实施一系列措施：首先，制定逐步推进新能源市场化的策略，确保过程中的平稳过渡；其次，完善政府授权合约和结算环节的电量电价调控机制，为新能源提供必要的保护；再者，建立健全辅助服务市场，通过合理的定价机制激励各类资源参与系统调节，同时疏导调节成本至不参与调节的用户和发电企业，确保市场公平与效率的平衡。这些措施旨在促进新能源的健康、可持续发展，同时提高电力系统的整体效率和新能源消纳能力。
知情人士：推进电力市场化改革的进程较为复杂，无法简单断言哪一环节必然先于另一环节。例如，全国层面的辅助服务市场基本规则预计将在未来几年内发布，但规则发布仅是第一步，各省份需据此制定适合本地实际情况的具体实施方案。辅助服务市场中，调频服务可能率先实施，电能调峰则可能与现货市场相结合逐步推进。预计到2025年至2026年，多数省份将进入现货市场长周期运行阶段，这将有助于储能、虚拟电厂等新型参与主体明确规则并稳定预期，进而快速发展。这一进程中，各省份的具体机制设计会根据各自面临的独特问题有所差异，但共同目标是解决新能源消纳问题。
知情人士：当前辅助服务市场主要集中在调峰、调频及备用服务，以国家电网经营区为例，2021年辅助服务费用约为370亿元，其中调峰费用占比高达70%,调频服务占14%。未来，随着现货市场的成熟，调峰功能将部分被现货市场吸收，调峰费用可能体现在电能量价格中，导致直接的辅助服务费用结构调整，但整体规模有望随市场机制完善和新能源渗透率提高而扩大。与国际成熟市场相比，如欧盟国家辅助服务费用占比3%-6%,美国约2%,我国当前占比1.2%,存在较大增长空间，预示着未来辅助服务市场具有扩容潜力。
知情人士：电力市场机制的完善，特别是长周期运行的现货市场，将为新能源提供稳定的价格信号和市场预期，激励新能源项目投资与技术进步。随着储能、虚拟电厂等灵活资源的参与规则明确，新能源可通过市场机制获得调峰、调频等辅助服务收益，促进其与传统电源的协同优化，有效解决消纳问题。此外，市场机制还能促进绿色证书、碳市场等衍生市场的发展，通过市场机制奖励低碳能源，惩罚高碳排放，推动能源结构绿色转型。
知情人士：电力市场与碳市场相互补充，共同促进能源转型。电力市场通过经济激励机制调节各类能源资源，促使低碳、灵活的能源形式获得竞争优势；而碳市场通过设置碳排放成本，促使高排放的火电企业和高耗能行业为碳排放支付费用，资金流向新能源企业，形成绿色低碳的正向激励循环。两者结合，既解决了新能源消纳的即时问题，也为长期的低碳发展提供了经济动力和市场框架，是推动能源结构向绿色低碳转型的关键机制。
知情人士：辅助服务费用的合理性评估较为复杂，因市场发展阶段、参与主体、服务种类等因素各异。目前，我国辅助服务费用占比与国际成熟市场相比偏低，显示未来有增长空间。随着市场机制的完善，特别是现货市场的深入运行，辅助服务费用结构将发生变化，部分费用可能通过电能量价格间接补偿，直接费用占比可能减少，但整体规模伴随新能源大规模接入和系统调节需求增加而上升。因此，辅助服务市场的发展趋势是多元化服务品种、更灵活的市场机制与更高的经济效率，最终服务于能源系统的安全、经济、清洁、高效运行。
知情人士：美国新能源占比较欧洲低，一方面是因为各州组成的区域市场中并非所有区域新能源占比都很高，如PG&E区域新能源比例较低且调节能力强。另一方面，美国天然气成本低廉，天然气发电站具有快速响应特性，可以在短时间内启动和调节，有效弥补新能源发电的不稳定性，降低了对辅助服务的依赖程度。然而，在某些新能源占比高的区域，辅助服务的需求和费用仍然较高。
知情人士：东北地区的调峰费用高主要是因为风电比例大，且风电的波动性强，需要大量投入来提升火电机组的灵活性和调节能力，以应对风电的不确定性。这种需求导向促使东北等地积极发展调控市场，通过经济激励措施鼓励火电灵活性改造，增加电力系统的调节能力。
知情人士：目前，中国电力市场中辅助服务和现货市场的发展不平衡，部分省份尚未开展现货交易或建立辅助服务市场，而区域市场即便存在调控机制，其补偿标准也普遍偏低，未能充分反映调节资源的真实价值。这意味着很多提供调节服务的发电单位虽然在进行调节，但并未获得足够的经济补偿，特别是对于调峰服务，50%以下符合率的调节常常被视为无偿服务。
知情人士：燃煤结算电价与基准价的差异反映了市场供需状况和成本变动。广东和山东等省份的燃煤结算电价低于基准价，这与当前供需宽松和煤炭成本降低有关。现货市场价格能够实时反映这些变化，相比仅依赖中长期合约，现货市场中的价格竞争更为激烈，促使发电企业贴近成本报价。尽管短期内价格可能较低，但随季节变化（如夏季和冬季的高峰期），供需紧张将推高价格，全年来看，现货市场能更准确地体现电力的实际价值。
知情人士：现货市场价格根据实时供需和成本波动，促使发电企业采取竞争性报价策略。在新能源发电量大时，价格可能降低，促使新能源发电优先上网；而在供需紧张时，价格上升，促使所有可用资源包括成本较高的发电方式均被启用。这种动态定价机制激励发电企业在不同时间段调整报价策略，追求利润最大化，同时也促使用户端更加关注用电效率和时间选择，促进了电力资源的高效配置。
知情人士：美国电力市场相对成熟，区域化运作且天然气发电的灵活性优势显著，能较好应对新能源波动，但区域间发展不平衡，新能源高占比区域辅助服务需求依然较大。中国电力市场正处于快速发展阶段，正逐步建立和完善现货市场及辅助服务市场，面对的主要挑战包括新能源消纳、区域市场发展不均衡、调峰能力提升以及如何有效补偿调节资源等问题。两国市场均需不断优化机制设计，以适应新能源快速发展带来的挑战。
知情人士：电力市场改革并不直接等同于电价上涨，而是旨在反映真实的供需状况和成本变化。以欧洲美国为例，虽然某些时期市场开放伴随着价格上涨，但这更多是由于特定历史阶段的供需紧张和高燃料成本所驱动。长期来看，市场机制能够平衡价格波动，既能在成本上升时帮助发电侧疏导压力，也能在成本下降时使终端用户受益，形成双赢局面。如中国广东省的电价经历从上涨到下跌的变化，煤价和供需状况是关键因素，体现了市场的调节作用。
知情人士：政府在推进电力市场化改革时确实存在对电价上涨影响下游产业发展的顾虑。然而，政府意识到市场机制的长期正面效应，即通过价格波动促进资源的有效配置和效率提升，最终实现整体利益最大化。即便在短期内可能出现电价上涨，政府也倾向于继续推进改革，因为这有助于发电企业合理传导燃料成本，同时也让用电用户在成本降低时获得实惠。目前，国家层面更倾向于推进市场机制建设，不单纯担忧涨价或降价，而是追求一个健康、反映真实供需关系的市场环境。
知情人士：新能源大省在电力市场改革方面表现得更为积极，主要是因为新能源消纳问题日益紧迫。传统的保障性收购模式难以满足大规模新能源接入后的系统灵活性需求，而市场机制能够更有效地解决新能源的随机性和间歇性问题。通过市场机制，新能源项目可以根据价格信号自主决策何时发电，促使传统火电等可调节电源与新能源之间形成互补，优化资源配置，从而提高新能源的消纳率和整体电力系统的运行效率。简而言之，市场机制为新能源消纳提供了一个自我调节的平台，减少了行政干预，让市场决定如何最优利用资源。
知情人士：尽管国家层面积极推动电力市场化改革，但部分地方政府仍保持较为保守的“稳价”立场，主要担忧在于短期内电力供需紧张和电价上涨可能对当地经济，尤其是工业和商业用户产生负面影响。尤其是在供电紧张时期，地方政府更倾向于稳定电价以保障社会稳定和经济发展。然而，随着未来几年电力供需形势趋于宽松，煤炭价格趋于稳定，地方政府预计将逐步跟进国家步伐，推动电力市场机制的建设，因为长期看，市场机制有利于促进新能源消纳、提升能源利用效率，并通过价格信号的调节达到供需平衡。
知情人士：市场机制通过价格信号引导新能源和传统能源之间的协调互动。当新能源（如太阳能、风能）出力增加时，市场价格可能降低，促使传统能源（如火电）适时减少出力，反之亦然。这种动态调整不仅确保了电网的稳定运行，也促进了新能源的高效消纳。市场机制促使各类电源根据自身特性和外部条件灵活调整发电策略，实现经济效益的最大化。同时，辅助服务市场的完善进一步激励了具有调节能力的资源参与系统平衡，为新能源的大规模并网提供了重要支撑。
知情人士：通过电力市场改革，实现了发电方与用电方的利益平衡。在燃料成本上升时，市场机制允许发电企业合理传导成本，保证其正常运营；而在成本下降时，用户能够享受到价格下调的好处，形成价格涨跌的自然调节机制。健康的市场环境能够确保信息透明、竞争公平，促使发电企业提升效率，用户优化用电行为，政府则通过监管保障市场规则的公正执行，确保市场机制充分发挥作用，最终实现能源资源的高效利用和社会经济的可持续发展。
知情人士：电价的传导机制主要体现在发电侧向用户侧的传递。自2015年电力市场化改革以来，原有的目录电价逐步取消，取而代之的是燃煤基准价上下浮动不超过20%的限制，这实际上形成了一个隐形的电价波动区间。近年来，尽管电力价格相对稳定，但受燃料成本上升影响，电价还是出现了上涨，尤其在没有充分市场竞争的环境下，发电企业倾向于将价格上浮至允许的上限，或保持在基准价之上。这反映出市场机制尚未完全发挥作用时，发电侧对价格的主导地位，以及用户对市场了解不足，导致双方协商过程中人为因素较大，价格调整偏向于发电侧利益。
知情人士：燃料成本上涨是推动电价调整的关键因素之一。当上游燃料价格攀升，发电成本增加，这种成本压力自然会向下传导至用户侧，表现为电价的上涨。然而，这种传导受到政府监管和市场机制不完善的双重影响，使得即使燃料成本上升，电价上涨也受到限制，但仍然存在一定的上浮空间。在市场机制不够成熟时，这种传导机制显得不够透明和高效，更多依赖于双边协商的结果，而非完全由市场供需决定。
知情人士：长远来看，电力市场化改革将彻底改变现有的价格传导机制。随着现货市场的建立和完善，辅助服务、容量市场等多方面的引入，电力价格将由市场供需直接决定，而非单方面由发电侧或政府定价。这将使价格形成机制更加客观合理，反映真实的市场价值，减少人为干预，促进资源的优化配置。改革不是一蹴而就的，它需要逐步推进，涉及现货、辅助服务等多个层面的建设，但最终将形成一个更加透明、竞争充分的电力市场，为发电侧和用户侧提供公平合理的定价依据。
知情人士：电力市场化改革是一个长期且持续的过程，其目标是构建一个高度市场化、竞争充分、机制完善的电力交易体系。随着改革的深入，不仅会促进电力价格机制的合理化，还将带动新能源、储能、智能电网、虚拟电厂等新兴领域的发展。改革将促使发电企业更加注重成本控制、技术创新和服务质量，而用户侧也将增强市场意识，积极参与到电力交易中，从而整体提升电力系统的效率和韧性。未来，电力相关领域的市场发展空间广阔，改革的持续推进将不断催生新的业态和商业模式，为能源转型和社会经济发展注入强大动力。