本次文件是顶层文件，但并非加快电力现货发展快速的依托文件。

目前电力供需形势，不适宜大规模推开电力现货。明年缺电有所缓和，但是还是紧平衡，如果大力推广很容易造成价格攀升

各省在基本规则框架上引申因地制宜文件

没有很好机制解决疏导问题，目前看现货效果更加好、更加及时、更加迅速，所以这个文件出台，有利于加快推进新型电力系统建设。

亮点：

明确提出省间电力现货要加快推广。

去年省间电力现货278亿，占全部交易电力电量不到5%。伴随特高压电网建设而建设。尤其涉及大基地外送、集中式项目外送、中东部外送，都是通过特高压长期基础上进行的调峰或者互济交易方式。

对于资源优化配置、保供电、电力平衡更有作用。需要更多关注往后几年省间现货。新业态（虚拟电厂、电动汽车、新型储能）纳入电力现货交易范畴。通过现货是成本回收很好路径。几个交易品种衔接，在电力系统共同发挥作用。价值和作用才可以发挥出来。包括代购电、中长期、辅助服务、容量市场衔接。

中长期衔接

目前不是最佳推进现货市场，所以一直强调中长期交易市场的主体作用和主导地位。现货市场在依托于中长期市场交易基础上的资源优化配置。所以中长期要带曲线（什么时间交易多少电量都要明确），再通过剩余的负荷需求组织电力现货产品交易。价格结算：中长期价格按照原来价格结算（80-90%中长期），剩下偏差电量才进入现货价格结算，所以不影响全生命周期收益。

 容量市场衔接

电力现货向纵深推进，有利于加快容量市场建立。两者是相辅相成。电力现货报价依据和原则基于边际成本报价。有利于电源侧、发电侧出台两部制电价。

火电容量电价出台了，但是不完全真实市场环境的容量电价，只是引导电源投资和在煤炭高企一定的方式补偿。但是会牺牲标杆上网电价浮动20%为代价。

新能源要积极稳妥有序参与现货市场

目前来看，如果没有中长期协议、保障性收购兜底，在目前情况参与电力现货收益下降是大概率事情。

需要出台适应新能源特性的市场机制（考虑波动性、低负荷出力高）还提出保障性收购政策进行衔接。目前有70%新能源项目是保障性收购。参与市场化交易按照这几条原则进行规则化细化。对后面新能源参与电力现货是有利的，而非一棍子扔到现货而不理导致比常规电源收益率要低已经参与市场化交易电力用户、售电公司、代购电用户应该平等参与现货交易，并且公平承担责任和义务。为了后面政策出台，或者已有政策出台，起到承上启下，打下了非常大伏笔。

辅助服务不会只在发电侧分摊，所以也强调了参与了市场有义务对偏差电量考核和分摊进行一定责任。尤其是辅助费用做大，目前500-600亿，占比用电电费1.5-2%，比例还很小。国外是3-5%。假设每年把辅助服务从600亿提升到1200亿，度电角度来看也就是0.003-0.004元，涨价还是温和的。带来明显效果，对新的业态激励，通过终端用户支援一部分费用。


Q：火电容量电价是否为了拉动火电投资？

倒不是，如果这样对新增就好了，目前是针对所有火电，主要为了保供电。目前弥补30%的固定投资部分。因为火电有固定投资就不会惧怕，在煤价高企传到成本上升无法传导。现在相当于固定的一部分补偿适用于所有煤电。也为目前火电在电力系统角色改变做了铺垫。因为目前是火电的电量提供者，慢慢过渡到调峰调频角色，还有一部分激励，保证煤电在电力运转（调峰调频是按需调度，发电是每时每刻都要结算）。近期是为了保供电增加收益，中长期（十五五或者2030年之后）定位才慢慢凸显出来。2030年之前煤电还在增长，基荷电源没有改变。

Q：今年电网消纳是150-160GW有改变吗？

23H1光伏装了79GW，华创预测今年光伏装机180GW，风电55GW，电网可以接纳这么多装机量？

我们算消纳能力有一个红线，按照装230GW利用率一定下滑.我们算过200GW并网，利用率会从96%下降到92%。目前没有收到国家指令可以牺牲利用率或者限电率。

个人认为今年200GW应该可以。主要是限制了集中式光伏并网节奏，在年度最后一周集中并网。去年因为组件高，没有装超预期。今年组件价格下滑，加上分布式爆发（高歌猛进），但是集中式项目已经收到管控，西北的限电率已经达到20%。明年看，并网量基本持平概率很大（200GW）。从消纳角度，只有新型储能，除非火电灵活性改造有改善、或者红线调整，所以明年预计就是和今年维持一样的并网数量。

Q：明年会不会有新的电改

电力现货对新的成本疏导机制。例如辅助服务池子越来越大，灵活性改造作用、新型储能积极越足，边界条件改善可能变大。

(1) 预计明年新增储能20GW，如果费用可以疏导出去可以达到30GW

(2) 火电灵活性改造新增50GW，辅助服务给力的化达到80GW。

(3) 政策倾斜，可能在十五五头几年完成存量1200GW火电全面完成的灵活性调节。但是目前看不太明确

Q：分布式强制配储原因

分布式分为两种类型一般工商业（80-90%自发自用）、户用光伏（80-90%上网）两种模式。

配储发生在户用光伏身上，中午上网电量太多影响到主网。

例如晚高峰中午没有出力，可以在中午存起来放到晚高峰方式，通过时空转移起到了消纳作用。

工商业也有要求调峰但是没有要求配储。

今年看一般工商业光伏超过户用光伏增长速度。户用目前主要集中在山东、河北、安徽、河南几个地方，已经接近天花板，所以今年大部分在南移，向江西、湖南、湖北。

但是江浙沪以一般工商业为主，对电网约束很小，加上保供电基础上，买点太贵，自己装光伏和储能是有利的。只是有瓶颈地方，电网公司才会要求配储，按照发展趋势节奏，不是所有要求。

Q：中长期电价下调原因？容量电价给火电一定补偿，其实通过电网公司从终端用户里面收，相当于是变相涨电价。

现在火电市场化交易，基准电价上浮20%，但是今年供需有点缓和，今年大概是15%。如果不调20%，变相火电因为容量电价获得额外的超额收益。还是从用户上收，那用户大概征收2-3分钱。

现在征求意见稿出来，很多人反应现在经济在复苏，容量电价这样搞增加了用户很大负担，所以变相就要把20%往下调。我们测算了一下，如果按照30%折合2000多亿来计算，相当于标杆下调浮动10%，剩余部分通过容量电价补偿，这样才不会让火电短时间内有超额收益，使得终端电价上涨太快。

远期不太会，但是短期因为经济复苏时期比较特殊，所以会采取这种方式。不是火电企业自己出。因为20%是需要谈出来的，不一定每次能谈到20%。现在是固定直接给你不用去谈，首先就是风险更小，一定程度上有利于火电。

（容量电价出台，目前情况下是一个倒退，本来市场化交易本来好好的，现在要弱化交易成本。主要还是稳电价）

Q：电力现货文件出来后推进速度

这只是纲领性文件，并非加快大规模推广意见。只是一个各个地方搞试点集合或者形成一个规范性顶层设计文件。

Q：未来来看，抽水蓄能在25年加速投放，是不是25年之后消纳能力有陡然增长？

25年年底有几个边界条件会发生质的变化：

1） 特高压。今年加快8交6直在25年建成。今年来看可以维持大基地100GW多一点装机，更大量要在十五五期间。

2） 火电灵活性改造。明年市场化推进和辅助服务政策落地，可能27/28年把存量1200GW存量煤电全部搞掂，足够支撑新增600-700GW新增风光接入。

3） 需求侧响应，25年要达到最大负荷5%（25年最大负荷1500KW），即75GW，其中1/3用于填谷（主要就是促进新能源消纳）。

4） 加上抽水蓄能增长。所以拐点出现在2025年之后逐步改善。十五五预计每年支撑新能源并网在250GW。

Q：容量电价落地预期？

如果中长期电价从20%要下调到10%，一定会影响到火电明年怎么报价，但是目前这个时间点不确定（有可能文件不出，因为终端用户觉得涨电价太多）。

目前涨电价争议比较大，因为新增3分钱/KWh。目前看不到要调%，各个省份都是补偿30%，但是也有可能（用户觉得太高）。10月份落地快了，个人觉得可能要12月底或者明年年初（对于签中长期电价也有可能来不及）。如果结合明年中长协电价签署，最好落地时间是十二月初。