Q：电力市场运行规则2024版的背景，以及和上一版相比的变化？ 电力市场化改革是坚定不移的，这个运行规则也体现了市场化的加快，新的形势下有一些变化，电力市场推进也是全国统一大市场的一部分。 05年上一版规则以来，各地做了一些探索，山东、山西、甘肃做了现货市场的探索；东北、西北探索了辅助服务市场，绿证绿电、容量市场也都有一些探索。但是各个地方存在规则不统一、省间壁垒等问题。例如，辅助服务深调峰标准，东北的标准是在40%以下的上限是1块钱，西北上限是4毛钱，华东是3毛钱，价格天花板不统一。因此，为了实现电力交易在全国的层面展开，要把这些问题消除，形成统一的顶层设计的文件，去指导未来的市场化推开。此外，新型电力市场发展的需要基本规则的更新，新型储能、虚拟电厂、智能微电网是新主体，在过去的规则中没有提到，新规则增加了新的主体。例如，国网新一代负控系统，接入的可调负荷已经到了8000多万千瓦。 交易品种的增加，现在交易品种分为：1）中长期交易：周度以上的年度、季度、月度的合约。2）电力现货：日内和日前，例如这个五分钟做下个五分钟的交易计划。电力波动比较快，例如新能源有功率预测的偏差，要有些机制处理偏差。3）辅助服务：处理电力波动偏差有些地方用辅助服务，05年的文件对辅助服务不够重视。4）容量市场：国内现在煤电都是行政定价，海外是市场定价，让买卖双方定价，未来国内也会让市场定价，未来煤电主体也会发生变化。5）绿电和绿证交易：也可以归类中长期交易，去年绿电交易占比不到5%，今年目标是10%。 Q：电力交易市场的现状和进展？ 1）交易品种来看。中长期交易市场基本都推开了，火电、工商业用户基本90%以上都在中长期市场中，从过去一年一次到现在的一周一次。目前电力交易中90%是中长期。电力现货对电网安全和电力价格影响比较大，海外的现货可能有十倍的波动，我国目前无法承受这个波动，因此现在占比10-15%。目前山东、山西、甘肃、福建、广东等在运行，8个试点在试运行，第二批6个在模拟运行。辅助服务市场最好的是东北，东北14年就开始辅助服务市场建设，当年为了解决供热不足问题设立的深调峰市场，40-50%的调控范围价格上限是4毛钱/度，20-40%价格上限是1块钱/度。目前西北、华中、华东都在推进，除了西藏和海南基本都开展了。但是各个地方各有侧重，东北深调峰、西北调峰调频、华东备用调频，华中调频。容量市场海外比较成熟，例如英国、德国、美国，我国现在还在研究。新能源绿电和绿证交易，每个省都在稳步推进，但是交易的电量还很小。 2）交易主体来看。火电全面实现市场化交易，水电1/3参与市场化交易，新能源参与比例去年是40%，今年要扩大到60%。用户端，全部工商业都要参与，居民、保障行业等没参与，还是电网代购电，未来可能有部分也要参与，但是进展会比较慢。 Q：各类电力交易更广泛推开的时间？有哪些增量市场？ 推开时间： 中长期基本都推开了。 电力现货省间的基本没问题，省内的去年年底本来说8个试点要长期运行，但是因为1）担心电价波动太大；2）省内的现货因为时间尺度太短基本都是日内的，会增加电网风险。因此目前进展还是有点低于预期，但是今年年底第一批8个试点都会开始正式运行，晚一点的明年上半年。第二批6个试点，最早25年下半年或26年上半年正式运行。 辅助服务市场也基本推开了，各地方具体的交易品种有些不同，推进节奏比电力现货快一些。 容量市场也要到2030年了，现在更多的要看煤电的下降情况。 绿电和绿证也在推开了。 增量市场： 辅助服务可能会比较大，因为交易形式都推开了，但是品种和类型还是参差不齐。现在聚焦的是调峰调频，新业态之后，爬坡、转动惯量、调压等有些之前不重视，之后可能都会是增量。 电力现货一批二批真正运行的话，都是很大的增量市场。 分布式光伏的入市也是增量，进入中长期和现货交易，目前来看各类交易都要针对分布式光伏做一些调整。因为分布式光伏需要聚合，那登记、注册、报价等环节都是交易软件需要增加的环节。 绿电绿证也是增量。 Q：虚拟电厂会跟着电力交易加速，怎么看现在虚拟电厂的现状和未来前景？ 虚拟电厂类型： 1）负荷型虚拟电厂：只链接负荷，削峰填谷。2）电源型虚拟电厂：链接分布式光伏、电动汽车、微电网等。3）混合型：负荷+电源型。 国内基本都是负荷型，22年有比较严重的限电，因此多了很多负荷去削峰，去保证电网的运行。但是负荷型也没有成熟的商业模式，主要是电力现货交易还不健全。现在比较有代表性的华北的参与深调峰，深圳的参与现货，其他的大部分VPP是参与需求侧响应，就是削峰补偿，一度电补偿5块钱/10块钱。目前的虚拟电厂基本都是电网为主体，更多的是在特定时间有需求。海外很成熟，德国虚拟电厂发展的主要是电源型的，参与电力交易，国内虚拟电厂发展会借鉴海外的经验。 市场空间： 1）负荷型：25年最大用电负荷15亿千瓦，5%削峰，7500千瓦，虚拟电厂贡献1/10占750万千瓦，虚拟电厂造价100-200块钱/千瓦，建设空间大概在7-15亿元。30年假设最大用电负荷18亿千瓦，10%削峰，1.8亿千瓦，虚拟电厂贡献1/5，建设空间大概在40-50亿元。 2）电源型/混合型：市场空间会更大，例如分布式光伏每时每刻都要和电网有交互。以分布式光伏为例，25年低压侧分布式光伏1亿千瓦，虚拟电厂建设成本也是100-200元，明年这块的市场规模就能到200亿元。30年分布式光伏新增超过2.5千瓦，市场空间超过500亿元。 今年还是很缺电，虚拟电产的应用很高，但是往后看供需可能发生转变，虚拟电厂的模式也会发生根本的转变。 注：虚拟电厂成本指软硬件成本摊到每千瓦。 Q：虚拟电厂主体的收费模式？ 华北的虚拟电厂是恒实做的建设，华北电网通过深调峰赚钱，恒实收的是开发费用。目前很少有民营主体参与分成，未来可能会有约定。 Q：电力交易辅助决策软件？ 基本都是业主和参与市场主体才需要建设，平台型的基本都建完了。五大六小都要参与电力交易的，基本都有做相关的开发。 这个软件主要包括报价策略（报多少段、报多少）、定价预测（例如电价变化、明天的现货价格）、市场模拟（例如1-2年维度，参与长期协议过程中，各类交易分配多少）。市场模拟还涉及到功率预测，有上市公司做的很精准。 Q：目前国网南网比较大的软件投资方向？ 信息化分为两种：1）管理信息化；2）生产调度信息化。管理信息化基本平稳，增量主要来自于生产调度信息化，例如主网调度自动化、变电自动化、配电自动化、集中控制站等。 主网调度自动化：离线和准实时的变为实时的在线系统，主要是为了应对新能源的波动，分钟甚至秒级的预测，对算法和算力要求会很高，目前只推了不到1/3的省份。 配电自动化：这部分信息化更差，10kv以下基本没数据，随着分布式越来越多，这块信息化的需求会越来越重。今年会要求分布式光伏做限电，现在信息化程度还不支持，要做到连续的可调可控。这个投资是很大的，无法估量，现在只是把一次设备做起来。 变电自动化：电力系统波动越来越大，有些线路的工况要实时监控，不然事故率会上升。现在无人机、红外射频解决的都是这个问题。大部分中西部地区都还没有这些设备。 Q：电网智能化进展来看，哪些环节增量比较大？ 分布式光伏今年要做限电，这块智能化需求很大。配电自动化系统要升级。微电网控制系统以及源荷储的联通也有增量需求。虚拟电厂主控系统，削峰要考虑到经济效应、时段编排等等多个方面，也是很复杂的系统，其实微电网也是一样的。电力交易决策软件，需求也会越来越大，第三方和发电企业需求会比较大。AI和电力的结合也是增量，已经用在了巡检、数字化监控、功率预测等场景。 Q：AI与电力的结合？有哪些环节潜力比较大？ 目前AI用的最多的是功率预测，现在风电光伏都要给电网发自己的发电曲线，以前都是线性外推，现在都是用神经网络，政策、限电限压等等各个方面都可以考虑到。现在功率预测准确率普遍在90%以上，优秀的上市公司能做到95%，日内能做到97%以上，周度能做到80%甚至85%以上。变电站也有用AI，变电站设备的运行工况的预测和预警。无人机、图像识别等等领域都有，发电侧也有。 Q：《规则》中的有些新主体，市场化企业可以参与吗？ 只要符合技术标准，都可以参与。