1.市场化交易：工商业主体参与市场化交易有两种，一是自身参与市场的独立供电，占比5%以内。二是电网公司代理购电。市场化交易分为中长期交易和现货市场交易，每个省只能选一种模式。现货市场模式第一批试点省份已进入连续试运营状态，最大变化是形成了发电侧的分时电价。
2.电价：去年10月规定电价可以在基准价上浮动20%，中长期交易市场和现货市场中的中长协受此规定限制，而非中长协的现货市场价格浮动为0-1.5元。各个省份上网电价现阶段都上浮了20%左右。从全用电成本来看上涨了15-20%。上涨是由于煤电价格上涨，其他电没有成本问题，但水涨船高。
3.电力辅助服务市场：每个省都不一样，有的需要调频有的需要调峰，谁用谁承担，一般是不可控电花钱，可控电赚钱。国外成熟市场中电力辅助服务市场占比4%，国内占比1%。以调频市场举例，一个省一个月大概几千万-个把亿。在大省这块钱少，因为调节能力强。在山西、甘肃这块钱很多，比较极端的东北在冬季度电分摊能到1毛钱。
4.绿电交易：目前绿电交易很少，没有补贴的存量项目目前很少，有补贴项目无意愿参加绿电交易，此外绿电交易有溢价导致需求较少，长期看需要政策辅助推行。绿电交易分为省内绿电和跨区绿电，目前跨区绿电很少，因为绿电交易是点对点，而我国目前跨区交易是网对网。
Q：简要情况？
A：电力市场化是国家的大方向，尤其是去年电力涨价的情况，导致我国电力市场化大大进了一步。目前所有工商业用电已经全面市场化了。以前市场化主要在体量大的交易中，大部分中小工商业用户没有进市场，没有进市场的占40%以上甚至是大多数。
入市有两种方式，一是自身参与市场的独立供电，占比5%以内。二是代理购电。对没有找到代理公司的用户，国家有一个兜底政策，就是电网公司代购电，电网公司代理参与市场交易，是只出不进的，如果找到了代理商，不能再回到这个政策内。
市场化交易有两种，中长期交易和现货市场交易，每个省只能选一种模式。电网公司以前既买又卖，市场化交易后变成类似于高速收费的，不管货物了。
电力现货市场17年公布了8个省份，20年公布了16个省份。做的比较好的甘肃、山西、山东、广东，已经进入了连续试运行状态，最大的变化是产生了发电侧的分时电价，这个价格是由供需决定的。现货市场更敏感地显示了成本和供需关系。国外主流的发达国家是电力现货市场，波动较大，国内限制了波动范围0~1.5元。
绿电交易分为省内绿电和跨区绿电。我国电力市场建设是以省来做的，所以省内的电容量和绿电属性比较容易对应。绿电认证是国家做，实际的交易发生在省内，是比较简单的方式。绿电是点对点的，但是我国目前跨区交易是网对网的，省间交易量很大，但是很难到用户，所以跨区绿电很难实现。而且在现货市场下，要精确到分时，跨区交易难度更大了。大部分绿电参与者是没补贴的新能源公司，因为对用户来说，需要的是稳定和低价的电，带补贴的新能源公司参与绿电是吃亏的。保障性收购的电都可以做绿电。
Q：现货交易中，有大客户的集中交易模式吗？市场交易比计划的价格高多少？
A：现货市场也有中长期交易，而且占比90%左右，和产生分时价格不矛盾。现货模式下，所有用户都会参与现货交易，没有人搞特殊。在现货市场中的中长协，也受基准价浮动20%的价格限制。所以为了稳定电价，会有规定中长协签约比例不低于90%等要求。
如果绿电比常规能源多1分钱，绝大部分用户没有绿电需求，除了部分国企（效益好且有社会责任）和国外企业的供应链（如苹果手机供应链，苹果要求用绿电）。所以需要政策辅助推广绿电。
去年10月14日允许火电价格浮动20%，所以各个省份上网电价现阶段都上浮了20%左右。从全用电成本来看上涨了15-20%，从上网价来说上涨了20-25%。上涨是由于煤电价格上涨，其他电没有成本问题，但是水涨船高。
Q：绿电参与火电市场化和绿电交易哪种为主？
A：市场化为主，不参与市场化的话很难做到点对点。绿电主要是风电和光伏。户用光伏不接受调度，不参与省内绿电交易。集中式电站可以参与，没有补贴的存量项目目前很少，未来会很多。对有补贴的存量项目来说，有些省份要求参与绿电交易就没有补贴，所以很多不愿意参与绿电交易。所以绿电交易规模不大，像山东这样的大省一个月用电量600亿，绿电交易不足1个亿，溢价在2-3分。
Q：管理市场化交易的机构是什么？
A：每个省有电力交易中心，国家有北京电力交易中心和广州电力交易中心，国家级的两个分别负责国家电网区域内和南方电网区域内的跨省区交易和省间的交易平衡。交易中心是脱胎于各地的电网公司，近两年进行了股改，现在电网公司相对或绝对控股，央企或国企参股。
Q：电价结算问题？
A：各省核定了省级的输配电价，不改变了。现在己经全面取消了标杆电价，改成基准价，在基准价的基础上中长期交易可以浮动20%。现货市场不受此限制，但是受指导价指引，均下来电价一般还是在基准价上下20%这个范围内。
Q：最终需要绿电企业发电成本低于火电才能推行绿电交易吗？
A：如果绿电企业发电成本更低，肯定会好卖一些。但是即使成本低了，也不意味着可以随时交易，电力系统需要分时做电力和电量的平衡，能储存的电很少，电的发和用是同时完成的。所以电的价值在不同时刻是不同的，在没有人用的时候发出来价值是很低的，不仅仅是成本问题。由于可再生能源的不可控性，需要用火电来调节，也就是电力辅助服务市场。所以我们不在乎是不是绿电，只在乎电的价值。
Q：电力辅助服务市场怎么算钱？
A：电力辅助服务市场每个省都不一样，有的需要调频有的需要调峰，谁用谁承担，一般是不可控电花钱，可控电赚钱。国外成熟市场中电力辅助服务市场占比4%，国内占比1%，还有很大空间。
Q：如何证明使用的是绿电？
A：此前的绿证和实际交易剥离开了。现在的绿电交易想把用电过程结合起来。
Q：新疆发的电卖到河南，可以购买河南的电力辅助服务吗？
A：—般按照省为主体平衡，东北和西北有区域的。在送、售端分别服务于各自的省级的系统。
Q：绿电交易需要怎样的政策推行？把绿电指标摊到企业，还是把双碳指标摊到企业？
A：把绿电指标摊到企业会有助于绿电的推行，但是牵扯到怎么分的问题。绿电是点对点交易，执行起来有难度，一年之内没希望。
国内目前的碳交易和绿电是割裂的，碳交易是排放，绿电是消纳。碳的主体是火电企业以及含有自备电厂的大用户，但是他们的碳排放是为了全社会用电。这两者是完全割裂的，如果国家没有强力政策引导，那么这个事情很难。
Q：现在煤价很高，华能等企业还在亏，但是煤价压不下来，那么电价还有可能涨吗？
Q：上浮20%对发电侧是利好？
A：上浮20%对发电侧是利好，尤其是不用煤的。对用户侧来说有三块，交易电价、输配电价、基金性附加。输配电价和基金性附加是确定的，可波动的就是交易部分，交易部分上浮20%相当于总成本上浮15%左右。全国平均上网价是4毛多，输配1毛多-2毛，基金性附加1-3分。
Q：全额上网的户用也不能参与绿电交易吗？
A：不能。体量小而且分散，不具有参与市场的能力，是作为市场的边界。按照约定给结。在现行市场下没法卖绿电。
Q：售电的电价和分时电价有个价差，怎么实现的？
Q：电网代购是怎么实现？
A：每个省份都有电网代购。可以把电网看作一个参与交易的公司，把小用户打包。
Q：西电东送的特高压足够用吗？
A：短期内可能不匹配，但长期来看一定会匹配。西南送水电的都是直流电，效率50%左右，因为有枯水期。火电直流有些线路比较满，到70%甚至更高，有一些由于配套建设、需求等问题不太高，例如酒泉到湖南的特高压直流，规划容量是800，之前需求上不来，先送200、400这样。火电还有一些交流线路，不止输电属性，还有省间平衡属性，利用效率就低一些。
Q：实行绿电交易后的消纳情况？
A：每个省不一样，有些省份做不做绿电交易都是100%，有些省份做了绿电交易还是得弃。例如甘肃，突然一阵大风，那么就会弃掉一部分。电力系统本质上还是强计划模式，做市场和消纳关系不大。