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Q: 请简要回顾一下我国电力体制改革的历程，尤其是自2015年中发9号文发布以来的变化。
A: 自2015年中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即中发9号文）以来，我国电力体制改革进入了新阶段。这次改革主要聚焦于发电、配电、售电各环节的体制调整，旨在构建“放开两头、管住中间”的市场架构。在此之前，2002年的改革已先行一步，实现了发电与电网的基本分离。中发9号文则在此基础上更进一步，虽未对电网体制做根本性颠覆，比如保持了电网在输配环节的统一，但显著增强了发电侧和售电侧的市场竞争，推动了电力市场的多元化发展。
Q: 近年来电改取得了哪些具体进展？
A: 电改进程在过去几年内确实取得了显著成果。例如，输配电价机制的建立和完善，从2016年起逐步实施，至去年已完成第三轮输配电价监管周期的核定，并首次引入了“系统运行费用”概念，体现了对新型电力系统建设和电力安全稳定运行额外成本的认识。此外，电力市场体系建设也取得了突破，中长期市场与现货市场的并行构建，辅以辅助服务市场和容量市场的初步形成，尤其广东、山西等地现货市场的连续运行及山东市场规则的发布，标志着市场机制日益成熟。
Q: 我国电力体制与美国、欧洲有何异同？
A: 我国电力体制与美国、欧洲存在明显差异同时也共享某些共性。美国电网高度分散，有约500家输电公司，通过ISO或RTO整合运营权以提高效率，但并未全面覆盖所有区域。相比之下，我国电网体制更为集中。在市场设计上，我国批发市场借鉴了美国的PGM等模式，采用集中调度。而欧洲市场则输电集中而配电分散，如德国的TSO与众多地方配电公司共存。这些差异性反映在各自独特的电力系统高效运行中，同时也影响着市场设计的策略。
Q: 为何全球电力市场面临相似挑战？
A: 近两年，全球电力市场，包括中国与欧洲，共同面临电力保供压力，主要体现在能源价格上涨和短期容量充裕度紧张。针对此，中国推出容量电价机制，引发国际关注，尤其是在欧洲，部分专家认为应借鉴此机制解决当前欧洲缺乏统一容量市场的问题。同时，如何通过电力市场机制保障供应及促进新能源消纳成为全球共性问题。从固定上网电价(FIT)转向差价合约(PPA)等市场化支持政策，反映了各国在新能源支持方式上的演进。
Q: 未来电力体制改革的关键点有哪些？
A: 未来电改将继续围绕市场机制的完善，特别是在确保电力供应安全稳定、提升新能源消纳能力方面。这包括但不限于进一步细化容量市场机制、优化中长期合约结构，以及探索更多创新手段以适应新能源快速发展带来的挑战。同时，增强电网灵活性和智能化，提升输配电效率，以及跨区域协同，也将是改革的重要方向，以期在全球能源转型大潮中保持竞争力和稳定性。
Q: 分布式能源机制在新能源领域有哪些新变化？
A: 最近，分布式能源机制经历显著变化，从过去的全额保障性收购转向更市场化的途径。例如，美国2020年通过FPA II鼓励分布式资源聚合参与现货市场，英国专家Polis也提倡分布式光伏通过聚合形式加入现货市场以优化消纳。这表明，无论体制差异多大，保供和新能源消纳已成为全球电力市场共同面对的核心议题。
Q: 电力市场化的本质是什么？如何解决当前电力系统中的经济关系问题？
A: 电力市场化的本质在于理顺电力系统内部的经济关系，特别是处理新型电力系统发展中出现的财务矛盾。在电源侧，需平衡煤电或火电的经济性和新能源投资回报；电网侧，则通过成本加合理收益的输配电价机制运作，考虑系统运行费用；用电侧，既要稳定居民电价，又要让工商业用户合理承受上游成本上涨。为应对新型电力系统对调节能力的更高要求和资金高效利用，市场机制显得尤为重要，其中现货市场扮演着发现价格信号的关键角色，既能确保供电安全，也能合理评估电能价值，促进新能源消纳。
Q: 现货市场的发展现状和前景如何？
A: 现货市场正在加速推广，以广东、山西、山东等地为代表，已显示出成熟迹象。蒙西、甘肃等地的现货市场也体现出高比例新能源的特性。浙江、河南、河北等地重启或开始了现货市场的结算试运行。预计未来两年内，随着电力供需格局由紧转松，现货市场的推进阻力减小，市场成熟后可能从短期结算试运行过渡到长期连续结算。政策层面上，对现货市场的推进力度持续增强，规则顶层设计清晰，接下来将重点关注各省的实施进度和市场运行情况。
Q: 新能源全额保障性收购及市场化销纳的转变方向是怎样的？
A: 新能源销纳正从全额保障性向市场化转型。政策讨论中提及的放开消纳红线，以及专业委员会倡导的政府授权合约制度，旨在灵活调节新能源项目的保障小时数和收购价格。对于存量项目，政府授权合约能确保原有收益不受影响；新增项目则可通过动态调整合约条款控制新能源入市比例，这标志着新能源电价体系的重大转变。
Q: 如何有效定价调节性资源，尤其是虚拟电厂的角色？
A: 调节性资源如火电、抽水蓄能、新型储能及虚拟电厂等面临不同的定价挑战。当前，火电和抽水蓄能已有容量电价机制，但新型储能和虚拟电厂的经济性尚不稳定，亟需市场给出合理价格信号。虚拟电厂因其调度灵活性和对分布式资源的有效聚合，被视为适应新型电力系统发展趋势的关键。到2025年，虚拟电厂可聚合的资源规模预估可达500GW，占预计最大负荷的约三分之一，展现出巨大潜力。尽管目前商业模式主要依赖电网补贴，但随着市场机制的完善和对调节性资源的重视，虚拟电厂的市场价值将进一步凸显。
Q: 虚拟电厂在电力市场中的试点进展如何？
A: 近年来，虚拟电厂在山西和广东等地的试点中取得了实质性的进展。以山西为例，去年8月，虚拟电厂正式参与市场，成功聚合了分布式光伏、储能、充电桩及工业、楼宇等用户侧资源，单日通过市场报价即可获得约7000元的收益，部分收益还能反馈给终端用户。这种模式预计将在2024年至2025年间吸引更多虚拟电厂主体进入电力市场，特别是那些具备强大IT和硬件实力的开发商，如国的日新和国网信通，将成为主要受益者。国的日新在新能源市场准入和预测技术上具有领先地位，同时布局用户侧储能和虚拟电厂运营；而国网信通凭借其在电网数字化、通信、电力交易和营销环节的深度参与，以及售电牌照，成为该领域的重要参与者。
Q: 电网投资方向和特高压、配电网的发展现状如何？
A: 当前电网投资正受到前所未有的关注，其中特高压和配电网是两大关键领域。特高压方面，尽管年初设备招标进度稍显缓慢，但实际上前期准备工作进展超出预期，包括多条线路的科研招标及合作协议签署，预示着直流和交流线路的大量开工计划，预计2023年至2027年间将持续高强度投资，超过2015年特高压投资浪潮，并呈现持续性。配电网方面，自3月份起已显现触底反弹迹象，国家政策和电网招标数据均显示了回暖趋势。各省一批次招标金额显著增长，如江苏省达数十亿规模，显示配网投资潜力巨大，特别是对配电变压器、一二次融合设备等智能化产品的投资需求预计增长15%以上。此外，配网侧的改革与电力市场化紧密相连，微电网和分布式储能作为重要解决方案正逐步兴起，企业如安克瑞等在微电网领域占据领先地位。
Q: 电网设备招标情况及电表市场趋势如何？
A: 国网的变电设备招标在上半年的一批次和二批次中基本与去年持平，反映出在高基数上仍保持的强劲需求，主要来自西北主网建设和中东部地区的配套需求。主网二次设备价格在二批次招标中有所回升，表明竞争格局和价格战担忧减轻，考虑到二次设备对电网安全稳定的重要性，其价格将综合考虑其价值定位。至于电表市场，今年预计将是景气度极高的一年，分三次招标，4月份已完成第一批，7月份即将进行第二批，更换周期的到来使得电表需求旺盛，成为值得关注的投资方向。
