2023中国电力改革20大趋势

20：2023.052023202320大趋势/PAGE34目录...6第一章2015年以来电力市场化改革的总体思路和进展 9“管住中间放开两建立和完善输配电价体系理顺电价形成机制 9循序渐进省级电力市场化进程的个组成部分 10经营性用户全面参与交建设批发与零售两级市场扩展发用电双方交易主体 12更广地域内的电力流动省间与区域电力市场 132021–2022年电力市场化改革重点 142023–2025年电力市场化改革趋势展望 14第二章中长期电力交易 16中长期市场将迎来更多市场主体交占比维持高位交易总量快速增长 16煤电继续发挥价格基石作用未来电价将持续反映新能源占比的变化 17优先发电电源逐入与煤电机组同场竞资产经营风险增加 19多年合约机制有望进一步完逐渐成为可再生项目主要风控手段一 20作为与现货市场衔接的必然手段中长期分时段交易将进一步推广 21第三章现货电力交易 23现货市场加速推进预期十四五期间省级市场全面建成 23现货市场限价将逐步放松但其对中长期价格传导作用仍然受限 2527储能迈出参与现货市场第一但其收益恐难达到理论预期水平 28第四章零售市场 29随着工商业用户全面入市电网代理购电逐步退出售电公司将迎来更大市场 29售电公“洗牌持续短期内发售一体企业优势维长期看风控和客服务是核心竞争力 30电力零售套餐开始体现差异化设更好满足用户对价格波动的风险偏好 31第五章辅助服务市场 32新“两个细则呼应新型电力系统建设新增适应新能源发展的辅助服务品种 32调峰辅助服务融入现货市场调频备用辅助服务市场化发展其他辅助服务品种补偿机制优化调整 33辅助服务供给主体扩维服务成本开始向下游传导 35辅助服务市场利好新型储能但难以成为其主要收入来源 36第六章容量市场与容量补偿机制 37容量机制从目前少数省份起将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试运行的省份 37短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制主有望进一步分时段细化 38第七章输配电价格机制 40多种储能资产或将重新纳入成本核算范围输配电价继续下探空间有限 40增量配网进展速度不及预期微电网源网荷储一体项目或将成为配电业务发展改革新渠道 42参考文献 44言 加行2002年发布的592020年20302060402021102022120302021到202220252030青海省在2030图表ES2023-2025年中国电力市场化改革的20大趋势总结市场量市场期01中长期市场将迎来更多市场主体，交易占比维持高位，交易总量快速增长02煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能源占比的变化03优先发电电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经营风险增加04多年合约机制有望进一步完善，逐渐成为可再生项目主要风控手段之一05作为与现货市场衔接的必然手段，中长期分时段交易将进一步推广现货市场06现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成07现货市场限价将逐步放松，但其对中长期价格传导作用仍然受限08省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒09储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平零售市场10随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场11争力12电力零售套餐开始体现差异化设计，更好满足用户对价格波动的风险偏好辅助服务市场13新版“两个细则”呼应新型电力系统建设，新增适应新能源发展的辅助服务品种14机制优化调整15辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导16辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源容量市场17运行的省份18短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流，且有望进一步分时段细化输配电价格机制19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价继续下探空间有限20渠道章 电市场化改总2002920152015（图表（图表图表1输配电价改革进程贵州、宁夏南、贵州、宁夏

4海南、甘肃、青海、新疆

2020–2022第二监管周期省级输配电价核定完成第二监管周期省级江苏 江 建 东、河南2014 2015 2016.3江苏 江 建 东、河南

“电改”启动

四川、重庆、广东、广西、

配电价核定

开始制度化运行来源：落基山研究所图表2工商业电价顺价模式示意图发电侧

输配电侧

用电侧上网电价 通过市场交易形成归属发电厂收入来源：落基山研究所

输配电价 政府核定归属电网公司收入

政及附加金 政府核定

销售电价组成部分确定用户支付价格循序渐进：省级电力市场化进程的五个组成部分（如图表。电力中长期交易从多日到多年尺度的电能量交易，以年度和月度交易为主电力现货交易包括日前和日内电能量交易，两批共14个省级试点，正向全国推广调峰辅助服务市场针对日内调峰设计，逐步向现货市场和调节型容量市场转变辅助服务市场（除调峰外）面向调频、备用、无功补偿、灵活爬坡、转动惯量等辅助服务品种辅助服务电能量图表3 国内省电力市场电力中长期交易从多日到多年尺度的电能量交易，以年度和月度交易为主电力现货交易包括日前和日内电能量交易，两批共14个省级试点，正向全国推广调峰辅助服务市场针对日内调峰设计，逐步向现货市场和调节型容量市场转变辅助服务市场（除调峰外）面向调频、备用、无功补偿、灵活爬坡、转动惯量等辅助服务品种辅助服务电能量容量容量补偿机制/容量市场容量容量补偿机制/容量市场维持系统充裕度，激励可用发电容量，提高电力供应韧性来源：落基山研究所/15968（图表。图4 电力现货市场建设进程启动现货市场试运行的试点东起步）启动现货市场试运行的试点

建设启动点（6）辽宁、河南、湖北

非试点省份（7+）江西、冀南、黑龙江等海、2017.8

2018.8

2021.5

2022首次电力现货交易结算运行首次电力现货交易结算运行川、甘肃西、山东、福建、四

）实施了国内来源：落基山研究所调峰辅助服务市场（组以激励火电机组进行深度调峰改造。（二次调频（二次调频i在（图表。图表5电市批发发电厂电市批发来源：落基山研究所

售电公司

电力大用户 电市场电市场售经营性。2015更广地域内的电力流动：省间与区域电力市场（图表。全国国网经营区省间电能量交易南网经营区区域辅助服务市场南方区域市场区域省级……备用市场调峰市场国网省间电力现货市场中长期电量市场化交易图表6 省间电力市全国国网经营区省间电能量交易南网经营区区域辅助服务市场南方区域市场区域省级……备用市场调峰市场国网省间电力现货市场中长期电量市场化交易中长期现货调峰调频备用省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场来源：落基山研究所省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场省级电力市场（国网经营区南网经营区。2021–2022年电力市场化改革重点2021年至202220252030年基本建成8个现货试行》2021年试行了基础。2023-2025年电力市场化改革趋势展望到20252023-2025年间的主要发展中长期电力交易/电力零售辅助服务市场容量输配电二章 长电易2023,190%90%。2022年提出建立:1.57燃煤发电标杆上网电价/基准价0.6（（/kWh）0.4

上网电价浮动上限 上网电价浮动下

中长期年度成交均价0.30.20.1

2020年起取消燃煤发电“价”电价确取消燃煤发电“

2021现货市场连续结算试运行现货市场0 2018 2019 2020

2022 年份来源：广东省发改委，广东电力交易中心，落基山研究所3-5含碳成本2030（区2030（区保障消纳+2022.2元/kW2显著低2023在2021年（深圳202022年25O为标准对LCOEadditionaitOE（（2022山西分时段交易山西2022年已经开展中长期分时段交易，这是一种与电力现货市场不间断结算试运行一体协调的中长期交易机2424个24电量依次组合形成的阶梯式曲线即为中长期交易曲线。进行交易自由调节各时段合同电量。广东分时段交易20221236242424来源：山西电力交易中心，广东电力交易中心，落基山研究所章 现电易2022220222022年2022年一季202325征求意见稿个（区（8批次省份进展特点第一批山东长周期连续试运行新能源10%的电量以“报量不报价”的方式参与，被动接受市场ii第一批山西2022年全年连续结算试运行交易方式开展需求响应第一批蒙西2022年6月起连续结算试运行节点加权平均价作为参考结算点电价。第一批广东2022年全年连续结算试运行服务分开独立出清第二批江苏2022年先后完成三次模拟试运行及三次结算试运行试运行期间日均现货出清电量约10亿千瓦时，度电最高价1.5元，度电最低价0.1元新型储能系统指除抽水蓄能以外的其他所有储能批次省份进展特点第二批河南2022年11月，完成第一次短周期结算试运行累计出清电量35.66所上涨第二批湖北2022年11月，完成第一次短周期结算试运行市场化机组日均出清电量4.06来源：各省能源局，落基山研究所（。图表9 2022年国内分现货市场报价价格帽国网省间 10,000南网区域 1,500蒙西 5,000山西 1,500山东 1,500广东 1,500甘肃 6500国网省间 10,000南网区域 1,500蒙西 5,000山西 1,500山东 1,500广东 1,500甘肃 650元/MWh来源：各省电力交易中心,落基山研究所90%10（如8920（如光伏带来的鸭形曲线不明显。图表2022省份(/Wh)低价格最高价格最基准价电基准价浮比例均日内谷差广东556.5901481.3645322.87%195.4山西389.270150033217.25%504.8山东366.52-1001500394.9-7.19%415.3甘肃-河东428.10800297.843.75%219.9甘肃-河西366.230800297.822.98%268.8蒙西-呼包东451.64-0.81891282.959.65%536.9蒙西-呼包西457.97-70.861785282.961.88%548.3省间631.9434.896015来源：兰木达电力现货，落基山研究所202111试行2022比均达到约9202260002783.190.87元/kWh41300元6000元/MWh52022年1571500元/MWh6此2022190预2022202281M1504MW2元/kWh。45-6元/kW是长期运行模式。四章 零市场（20211439达到60000图表市场交易电量 占比70006000电量（TWh）5000电量（TWh）40003000200010000

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023e

70%市场交易电量占全社会用电量比例60%市场交易电量占全社会用电量比例50%40%30%20%10%0来源：中国电力企业联合会，落基山研究所202340%20和5%2025559541020211132022年26645202149894000（国餐固定价格套餐五章 辅助服市场2021年20212006重大的意义（如调频等化发调（确定的固定补偿方AGC调峰辅助服务将逐步与现货市场并轨（（征求意见稿20242025年实现与调峰辅助服务的并轨。调频、备用等辅助服务市场化进程加快2022（如广东二次调频市场化比例较高（AGCAPC控制光伏等新能源调频性能较差。70%70%20250元/M8,9区域备用辅助服务市场建设加速（20221.2100元/1050元/0元/11转动惯量、爬坡、无功补偿等辅助服务仍为补偿形式，未来发展路径不一20222025专栏2 需求响应辅助服务年试行（10兆瓦以上.3M以上半年或年2022专专栏3 各区域辅助服务参体（0MW（0MW0M小时以上不低于30MW、最大调节能力不小于10MW，调节时长不少于1小时）都增加进入参与辅助服务的范围，调度层级上10MW35（。（补偿费用20220.792元/kWh0.396元/kWh；15元/元/10元/123以上1（的进一步提高。六章 市补偿机制14,15收取固定（图表2至2020年间震荡下探.220214361（20222020年2022图表12风电发电量占比 光伏发电量占比 煤电利用小时数60005000小时4000小时3000200010000

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

16%14%12%发电量占比10%发电量占比8%6%4%2%0来源：中国电力企业联合会，落基山研究所2020091元/kW（含税2023（图表16图表13（2023年起与原费率对比冬（1和12月） 春（2‒5月） 夏（6‒8月） 秋（9‒11月）原固定容量补偿费率0.0991元0.25 0.2 元/kWh0.15元/kWh0.10.050 01

234

567

891011121314151617181920212223小时来源：国网山东电力公司，落基山研究所2030年左右起专栏4调节容量市场发展趋势专栏4调节容量市场发展趋势14//调节容量市场激励的是机组向下调节的能灵活性改造滞后的地区得到进一步推广。图表14各省容量价格机制和调节容量辅助服务市场对比iii策发”建立目的市场主体容量价格机制/市场交易方式价格形成机制山东,2020.第最电价促进发电机组收回容量成本省发改委核定，现行补偿标准为0.0991元/千瓦时（含税）新版）广东,2020.11电力市场容量补偿费用促进市场化机组固定成本回收，保障电力系统长期容量的充裕性卖方：燃煤和燃气发电机组买方：售电公司量按固定费率收取容省能源局核定调节容量辅助服务市场云南,2022.12煤电调节容量市场疏导煤电企业成本，拓宽新能源配套储能解决途径卖方：烟煤无烟煤发电机组买方：风电和光伏电站定容量的40%参与交的风光电站购买买卖双方在220/千±30%90%结算华北电网（京津,2021.1018调峰容量市场促进火电灵活性改造，促进新能源消纳卖方：火电机组市场运营机构核定申报价格上下限，卖方在价格区间内单边竞价形成边际出清价甘肃,2022.19调峰容量市场交易补偿火电机组灵活性改造成本和电网侧储能投资建设成本卖方：火电机组，电网侧储能西北电网,2022.120灵活调节