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昨天和大家分享了電力市場政策第六期：
Q29：如何看待發電公司未來自己建設微網？
Q30：如何解讀“建立多元市場主體參與跨省跨區交易的機制，鼓勵支援發電企業與售電公司、使用者等開展直接交易。加強跨省跨區與省內市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接。”？
Q31：核電市場化比例是否很高了？2021年由於煤電上漲，福建不允許核電參與市場化交易，未來是否隨著政府幹預減少，這種情況會減少？
Q32：電價是否會提升以支援電網建設，滿足發電側與電網的利益？
Q33：電價需要增加多少來滿足系統成本？
Q34：歷史上公用事業行業的盈利波動性較大未體現，根據檔案執行後電力行業的公司真的能夠做到固定的收益率嗎？
Q35：自備電廠比例如何？自備電廠改造如何更好適應新型電力系統？
今天和大家分享電力市場政策第七期：
Q36：此前是省內市場為主，全國統一電力市場建成後，幾個層級的市場是什麼樣的關係？全國性固定市場是補充還是統領？
A：未來市場化交易中，大部分使用者還是在省內參與，因為交易是以物理電網為基礎，物理電網以省為基礎。使用者側看，80%數量的使用者是110kV以下，500kV以上才能進行跨省跨區交易，進行跨省跨區互動；發電側看，以風電為例，單個風電場透過大基地集合提升電壓等級，達到參與跨省跨區交易的條件。未來可能會出現金融屬性的市場交易，以不兌現的方式進行（如東部企業購買西北的電，不一定能輸送過來，但價格談好），但現在還是以發展物理屬性市場化交易為主，然後在此基礎上發展金融屬性合同。
目前來說電力市場是一層一層往上走，作為補充（核電、大水電除外，又上層排程往下走），市場是以省為邊界的現貨交易，以當地交易為基礎開展交易。
Q37：統一市場出現後，是否會對企業的行為產生影響？
A：可能會有變化，例如一個風電場建議220kV但受電網物理點限制只能達到110kV，資源配置是非常複雜的事情。未來採用金融方式結算，開展現貨、期貨交易，就能解決物理方式解決不了的交易問題，市場參與者需要具備更多的金融知識。
Q38：未來政府對逐步參與的電源型別價格干預力度如何？未來新能源參與市場化交易後，電價是採用區間指導還是完全放開？
A：煤電具有保障利用小時數，且涉及到上游的煤炭，價格需要合理的區間得到保障。新能源沒有上游原料，裝置製造成本在逐漸下行，執行成本很低，預計新能源競價價格在中長期方面由企業自主談，未來可能就沒有參考電價。現貨市場上是各電源型別是趨同的，新能源要學會現貨交易來賺取更多收益。
Q39：分類推進燃氣、熱電聯產等參與交易是順序還是並列？
A：預計是分地區進行的，因為煤電涉及到全國命脈，而燃氣、熱電聯產、新能源等各地電源結構不同，所以各地需要根據自身的情況推進市場化交易。
Q40：全國市場建設提到要進行交易標準或資料介面統一，省間市場中的中長協交易機制統一是否會導致省內市場的相關交易制度與技術標準統一？
A：會，否則很難執行省間交易。例如不同省份目前對電價的稱呼不同（絕對價格、價差間的差異），商業模式不同。使用者參與跨區的條件不同，類似的都要進行調整。現在已經開始配合國家政策研發標準。若不涉及微觀問題，各行其道是可以的，但涉及到互動問題一定是要統一的。
Q41：全國電力交易中心和各省交易中心是什麼關係？
A：國家交易中心與各省交易中心沒有上下級關係，屬性不同。各省交易中心不能制定標準，全國中心負責制定標準、組織跨省跨區交易。如果全國交易中心領導地方交易中心，則體系就會變得非常複雜。
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