2023中国电力改革20大趋势.docx

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1、2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势2023.05目录引言全球能源危机与双碳背景下,中国电力市场化改革加速破浪前行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、放开两头“：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五个组成部分10经营性用户全面参与交易：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1601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16

2、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1703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1904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一2005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2306现货市场加速推进，预期卜四五期间省级市场全面建成2307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2508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2709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28第四章零售市场2910随着工商业用户全面入

3、市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场2911售电公司“洗牌”持续，短期内发售一体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞争力3012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31第五章辅助服务市场3213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.3214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3315辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导3516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3717容量机制从目前少数省份起步，将进一步优先覆

4、盖新能源比例较高且现货市场连续试运行的省份3718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.38第七章输配电价格机制4019多种储能费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4020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引言全球能源危机与双碳背景下,中国电力市场化改革加速破浪前行中国电力体制与电力市场化改革已经走过了二十多年的路程，迄今取得了多阶段突破和切实进展。2002年发布的电力体制改革“5号文件”率先打破电力系统的垂直一体模式格局，实现了“厂网分离”；201眸的“9号文件”及其一系列配套

5、文件进一步在批发、配电、零售的环节引入竞争，推动了全国范围内中长期电力交易常态化和现货交易的大范围试点。随着2020年9月中国提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标，各个行业、各个领域的政策与市场都在向适应“双碳”理念、推动“双碳”进程的方向发展。作为社会经济繁荣发展的托底基石，电力行业同时也是助力“碳达峰、碳中和”目标实现的关电仔。一方面，电力行业是国内.氧化碳排放最大的行Ik来源，年排放量达40%左右，充分发展利用技术相对成熟的低零碳发电技术，可以在中短期内快速推动低零碳转型；另一方面，工业、交通、建筑等终端用能部门的低碳转型也要依赖于终端用能电气化，因而推动电力低零碳发展将对

6、全社会、全行业的“双碳”进程带来溢出效应。电力行业的“双碳”进程，不仅需要技术创新作为“硬件”支撑，还需要市场改革作为“软件”赋能。2021年10月，作为“双碳”目标1+N”政策体系的顶层设计，发的关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确指出，一方面要严格控制化石能源消费、积极发展非化石能源；另一方面也要继续深化能源体制机制改革，特别是继续全面推进电力市场化改革、完善电力等能源品种价格市场化形成机制，支撑可再生能源和储能等技术的大规模发展。在“双碳”顶层设计的指导下，为了“推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统”，国家发展和改革委员会、国家能源局于2022

7、年1月联合印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，提出“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设”，“构建适应新型电力系统的市场机制”，并“提升电力市场对高比例新能源的适应性”。这一文件明确了“十四五”和“十五五”期间电力市场进一步改革的目标和方向：至E030年，一个适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系将基本建成。电力市场化建设，已成为赋能“双碳”进程的重要行动。回顾“电改”的历程，我们看到改革的行动也正在多个目标中调整锚点和寻找平衡，不仅关注如何引入竞争、提升效率和优化资源配置，也关注如何在保障电力系统低碳稳定运行的前提卜进一步提高零碳电力渗透率。实际上，随着各国可再生发电渗透率

8、的持续提升，这一问题已经成为全球议题。特别是在2021到2022年间，在全球能源危机和国内季节性缺电叠加的背景下，电力市场支撑高比例可再生电力系统的重要性和迫切性达到了前所未有的高度。欧洲可再生电力渗透率水平领先全球，其电力市场也相对成熟，但在全球能源危机的冲击下也正在寻求进一步的电力市场化改革，旨在增加可再生发电占比的同时提高电力系统灵活性，从而可以在满足气候承诺的前提下为电力消费者和本土制造业提供更多保护。在此背景下，未来几年对中国实现碳达峰和持续推进电力市场化改革至关重要。首先，目前各省在现货市场和辅助服务市场等短周期交易方面普遍刚刚起步，亟待进一步巩固基础、形成连续机制。第：，在可再生

9、多年合约这样的长周期交易方面，目前的机制尚未真正发挥稳定投资预期、大规模吸引社会资本的作用，仍然有很大改善空间。第三，在2025初步建成全国统一电力市场体系的目标下，目前在多层次市场协同运行、跨省跨区灵活调度与交易方面仍面临众多挑战，迫切需要打破行政壁垒、优化资源配置。我们判断，上述提到的几个方向，在接下来几年都会有比较密集的改革动作，需要保持密切关注。落基山研究所一直以来深入观察并积极助力中国电力市场化改革。过去一年，我们发布了电力市场与电价改革一一通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路，立足于2030年基本建成适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系这一总体目标，深入探讨了适合国情且更

10、有利于零碳电力增长与新型电力系统建设的电力价格机制。我们还深入到省级层面，在西剧区电力系统低碳转型探索一打造零碳电力系统的青海样本中，针对青海省在2030年基本建成零碳电力系统的目标，提出了分步推进到省内电力市场建设的路线图。上述专题报告更多着眼于咛交长的时间维度,并回答“电力市场应该如何改革”的问题。从今年开始，我们也将聚焦更短的时间维度，以年度回顾和展望报告的形式，回答“电力市场化改革接下来会发生什么”的问题，期望为国内外关注中国电力市场化改革进程的读者提供兼顾广度与深度的阶段性洞察，并助力电力市场多方参与者更好地建设电力市场，支撑新型电力系统建设。本报告的各章节，将按照电力市场的组成部分

11、，按电能量市场、辅助服务市场、容量市场、输配电价的思路，细化回顾近期市场建设进展，并展望未来一至三年内电力市场化发展趋势。此外，我们近期也发布了企业绿色电力采购机制中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望，更侧市于从企业采购绿电的角度来解读机制变化。图表ES2023-2025年中国电力市场化改革的20大趋势总结电能量中长期市场现货市场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，资产经营风险熠加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

12、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06现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成市场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告电公司“洗牌”持续，短期内发售体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞争力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

13、，新增适应新能源发展的辅助服务品种14调鞠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容量市场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17容量机制从目前少数省份起步，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输配电价格机制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19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价维续下探空间有限20增量配网进展速度不及预期，微电网、源网荷储体项目或将成为配电业务发展改革新渠道第一章2015年以来电力市场化改革的总体

14、思路和进展电力市场化改革是中国电力体制改革的核心任务之一。在2002年“电改”实现“管办分开、厂网分开”的基础上，2015年“9号文”开启的新一轮电改，将推进电价改革、完善市场化交易体系等作为改革的重点任务。八年以来，电价改革与电力市场建设取得了长足的进展，为进一步建设全国统一电力市场体系和构建新型电力系统提供了有力支撑。管住q间、放开两头：建立和完善输配电价体系，理顺电三成机制2015年以前，国内电力价格体系是“上网电价目录电价”模式：行政主管部门制定面向发电方（电网支付给发电厂）的上网电价和面向用电方（电网向用户收取）的目录电价。2015年开始，在“管住中间、放开两头”的理念下，国家分三批

15、逐步推动核定省级输配电价（图表1）,按“准许成本+合理收益+税金”的形式确定输配电价，形成“上网电价输配电价+政府性基金及附加=销售电价”的工商业电价顺价模式（图表2）,为推动电力市场化改革、推动发电厂与用户直接交易打卜.了基础。此外，本轮电改针对配电环节进行了增量配电业务改革，引入社会资本参与增量配电网的投资、建设、运营，通过竞争创新为用户提供更优质的供电服务。图表1输配电价改革进程首批试点（5）溜匕、安徽、云南、贵州、宁夏全面推广（14）炼、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏江建东、河南、海南、甘肃、吉海、新弱2020-2022年第二监管周期省级输配电价核定完成2014201520163201

16、6.920172020早期探索（2）牺、深圳电改后动第二批试点三、天津、西西四川、重庆、（12）山省除西藏）冀南、冀北、输配电价核定西南、蝴完成广东、广西开始制度化运行来源：落泉山研究所图表2工商业电价顺价模式示意图用电侧发电侧输配电侧上网电价发电侧与用电侧通过巾场交易形成力属发电厂收入输配电价政府核定In属电网公司收入政府性基金及附加政府核定销售电价依据左侧三个组成部分确定用户支付价格来源：落基山研究所循序渐进：省级电力市场化进程的五个组成部分国内电力系统运行与管理以省为实体，这一特性确定了“省级电力交易+省间电力交易”两个空间尺度的市场构建思路，同时也决定了省级电力市场建设成为电力市场化进

17、程的优先和重点事项之一。省级电力市场建设不可能一蹴而就,它首先需支撑电价从计划体制向巾场体制平稳过渡，而后需健全完善交易品种，实现对电力系统各功能的系统性覆盅。截至目前，国内省级电力市场进程可划分为五个主要部分（如图表3）。图表3国内省级电力市场组成及发展进程电能量电力中长期交易电力现货交易从多日到多年尺度的电能房交易,以年度和月度交易为主包括日前和日内电能量交易，两批共14个省级试点，正向全国推广辅助服务调峰辅助服务市场辅助服务市场（除调峰外）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容斌容量补偿机制/容成市场维持系统充裕度

18、，激励可用发电容量，提高电力供应韧性来源：落基山研究所a.电力中长期交易电力中长期交易指发用电双方从多日到多年尺度的电能量交易，走省级电力市场建设中最先开始的步骤，也是电力交易量的绝对主体。目前，电力中长期交易以年度交易和月度交易为主，通常在上一年/月末由发用电双方通过双边协商或集中交易的方式交易次年/月的电量，部分地区少量开展了多日、周等尺度的电力交易。中长期交易继承/电力计划体制时期部分特点，例如以年度尺度交易/计划作为电力运行的核心参考、价格水平长期稳定等，这也使电力中长期交易成为计划体制向市场体制转换的桥梁。年度和月度为代表的中长期交易为发用电双方提供具有相对确定性的电量和价格预期，实

19、现对冲短时电力价格波动的作用。b.电力现货交易电力现货市场指发用电双方在日前和日内尺度的电能量交易，通常以每15分钟一个单元，每日96个单元组织交易。建立电力现货市场是发现实时电力电能量价值的基础，理论上电力现货市场价格及波动是电力中长期交易价格的参考。国家于2017年推出了第一批8个省级电力现货市场试点，2021年推出第二批6个试点，目前省级电力现货市场建设工作已在各省普遍展开（图表4）首批试点（8）公布南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃实现首次现货结算W（以广东起步实施了国内首次电力现货交易结算运行图表4电力现货市场建设进程2017.8试运行后动第二批试点（6）非

20、试点省份（7+）三（以广东起步）成为首个建设启动建设启动启动现货市场试运行的试点上海苏徽、重庆西夏、青海、辽宁、河南、湖北江西、冀南、黑龙江等2018.82019.52021.52022洪源：落基山研基所C.调峰辅助服务市场调峰辅助服务市场是较早展开试点的市场种类。其交易主要在发电机组之间展开，可调度机组（通常为火电机组）在口时间尺度竞争调节（调降）发电机组出力，用于对冲新能源发电的波动性，从而促进新能源更高比例消纳。调峰辅助服务是具有中国特色和阶段性特点的辅助服务市场品种：国际电力实践中一般不设置单独的调峰服务，而是通过现货市场实现相应功能：在国内现货市场建成之前，可认为调峰辅助服务市场承担

21、了现货市场的部分任务。随着现货市场的建立和扩展，调峰辅助服务市场机制也在发生变化，正逐渐向调节型容量市场转型，以激励火电机组进行深度调峰改造。d.辅助服务市场（除调峰外）辅助服务是指除电能量生产、输送、使用外，为维持电网安全稳定运行和保证电能质量所需的各项服务。有偿辅助服务主要包括调频（二次调频）、备用、无功补偿、黑启动等。受物理特性和地域特点的影响，不同省区、不同辅助服务品种的定价方式存在差异。目前，已有市场建设的省区中，辅助服务市场一般以调频辅助服务（.次调频）为主要品种，主要由发电侧提供服务并分摊成本。e.容量补偿机制或容量市场容量?机制或容量市场，是电力市场化体系下，为确保远期电力系统

22、充裕度，而设立的交易品种。一般国际实践中,容量服务通常由发电方提供，由用电方购买。顾名思义，与传统上按电量结算收入的方式不同，容量补偿机制和容量市场通常按有效联网容量结算收益，不考虑实际发电出力状态。经营性胱全面参与交易：建设批发与零售两级市场，扩展发崩双方交易t体全面放开经营性电力用户，发用电计划，推动其参与市场化交易，电电力体制改革的重要举措。经营性电力用户的用电量约占全国用电量的八成，这意味着相当水平的发电量和更多种类、更大数量的电源侧主体将不可避免地参与市场交易，新能源、水电、核电等非火电机组的部分或全部电量，也将逐步纳入电能量市场交易体系。按照交易主体，电力市场乂可划分为电力批发市场

23、和电力零售市场。电力批发市场由发电企业与电力批发用户（在国内一般指具备一定电压等级和用电量的电力大用户）或售电公司进行交易；电力零售市场由电力零售商（售电公司等）和用户进行交易（图表5）。图表5电力批发市场及零售市场示意图来源：落基山研咒所除居民、农业、驶公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。电力批发市场中，电力大用户和售电公司为买方，发电方为卖方，双方直接进行电能量交易。般电力用户由于体量较小，需要在电力零售市场中与售电公司进行交易，再由售电公司代理，间接参与批发市场。电力大用户也可以选择参与电力零售市场。电力批发和零售

24、市场建设都是2015年以来电力市场化建设的重要组成部分。对比两者的市场化情况,目前电力批发市场的建设进度更快、体系更成熟。更广地域内的电力流动：省间与区域电力市场在省级电力市场之上，随着可再生能源和特高压输电的发展，省间电力交换正变得愈发活跃，省间电力市场建设也在稳步进行。目前，省间电力交易主要包括电能量交易和辅助服务交易（图表6）。图表6省间电力市场结构南网经营区国网经营区全国省间电能量交易区域中长期电量市场化交易国网省间电力现货市场区域辅助服务市场南方区域市场备用市场调峰市场国泊添器台统曲学S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：落琪山研

25、究所电能量交易主要包括两部分，一是由原有跨省跨区送受电国家计划、地方政府协议等发展形成的中长期市场化交易,二是利用省间剩余输电通道完成的省间现货交易（国网经营区）或一体化的区域现货交易（南网经营区）。多数省间电能量交易发生在受端电网与送端电网或电源之间，少部分交易为用户与电源的直接交易。与电能量交易不同，省间市场化辅助服务交易主要以区域为单位进行组织。目前，区域辅助服务市场交易的主要品种为调峰和备用服务，在南方电网亦有区域调频辅助服务市场的尝试。20212022年电力市场化改革重点2021年至2022年，在推进实现“双碳”目标和国际能源市场大幅震荡的大背景卜.，全国电力市场化改革进程取得了诸多

26、实质进展。顶层设计方面，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见明确到2025初步建成、到2030年基本建成全国统一电力市场化体系。构建适应新型电力系统的市场机制、各级市场联合运行、新能源全面参与市场交易等成为2030年前电力市场化发展的总体目标，并将助推电力资源在全国范围内进一步优化配置。电能量市场方面，关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知推动燃煤发电原则上全面进入市场，推动工商业用户都进入市场并扩大了交易电价浮动上下限。相关举措加快了发用电双方的市场化速度和市场参与深度，强化了市场在电力价格发现中的作用，为价格传导注入了新动能。关于加快推进电力现货市场建设工作的通知推动省级现货

27、市场建设扩围、提速：第一批8个试点省区基本实现长周期连续试运行，第二批6个现货试点省区展开试运行，多个非现货试点省份公布规则或开启试运行。国家电网省间电力现货交易规则（试行）发布，省间现货交易开启连续结算试运行。辅助服务方面，新版电力并网运行管理规定和电力辅助服务管理办法发布，针对新型电力系统的建设和运行需要,对辅助服务品种、主体、分担机制等进行了丰富和扩展，为辅助服务市场建设提供了纲领性指导。绿色电力交易方面，在2021年9月开展首批绿电交易的基础上，2022年北京电力交易中心绿色电力交易实施细则和南方区域绿色电力交易规则（试行）分别发布实施，为实现规则化、制度化、常态化的绿电交易打下了基础

28、。储能交易方面，关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见和关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知为抽水蓄能电站和新型储能电站明晰了价格形成机制，推动各类储能设备参与电力市场交易。2023-2025年电力市场化改革趋势展望到2025年，全国统一电力市场体系将初步建立。在这一宏观目标下，中国电力市场在2023-2025年间的主要发展趋势包括：中长期电力交易的交易体易将继续维什高位，煤电仍将发挥市场价格基石作用。市场交易主体将继续增加，部分优先发电电源将逐步进入市场。中长期分时段交易将进一步推广，多年合约机制机制有望实现突破。现货电力交易方面，省级电力现货市场预期“卜四五”期间全面建成，

29、省间/区域电力现货市场将快速孵化。现货电力市场的申报或出清价格限制将逐步宽松。在中长期分时段交易完善后，现货价格将更好地传导至中长期电力交易中。储能主体将在现货市场中试水，新型储能的实际收益水平仍具有不确定性。电力零售方面，售电公司在用户入市和电网代购退出进程中将迎来更大的市场，不同售电公司的W,将更具差异性，发售一体的售电企业在近期内仍有优势。辅助服务市场设计将持续反映新型电力系统建设需要，交易品种、供给主体、分摊主体将扩围，调峰市场将与现货市场实现融合，调频、备用服务将市场化发展，无功和辅助服务新品种预计将以补偿交易为主。容量方面，可再生能源比例较高且现货市场试点较为成熟的省份有望推广容量

30、机制，价格形成机制预计以行政定价为主，但有望向分时段精细定价演化。此外，在输配电方面，预计输配电价格继续下探空间有限，源网荷储、微电网等渠道将是探索解决增量配电网发展问题的新途径。第二章中长期电力交易Ol中长期市丽迎来更多市场主体，交易占比维持高位，竭总量快速t去随着市场化的推进，未来更多的优先发电电量和经营性用户都将逐步进入市场，中长期交易电量在当前基础上将继续上升，且在电能量市场中维持高占比。在2023年电力中长期合同签订工作中J政府延续了要求市场化电力用户全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量90%的要求，燃煤发电企业的月度及以上周期合同签约电量比例不低于上一年实际发电量的90%。降低

31、电力市场准入门槛，促进各类型主体进入市场，对于提高电力市场活跃度非常重要。中国2022年提出建立全国统一电力市场体系的要求，也强调培育多元竞争的市场主体。当前，中国参与电力市场的主体主要是煤电企业、工商业大用户和售电公司，未来将有更多其它主体的进入：发电侧，当前煤电已全部进入电力市场，新能源、水电核电电站的部分电信也参。市场交易；后续将逐步引导各类电源有序进入市场交易，由优先发电计划逐步转变为电力中长期合同或差价合约。在发电侧，特别对于增量的风电、光伏等电源，加大市场化进程以实现新能源更大规模的消纳。在用户侧，当前较大规模的工商业用户通过大用户直购或者售电公司代理的方式参。电力市场，小用户基本

32、上仍由电网企业代理购售电。政策要求分批次推动经营性用户全面参与市场，社会资本将继续进入售电业务，售电公司的构成将更加多元，形成更加有效的竞争，由电网企业代理的中小工商业用户将逐步由市场化售电公司代理。为了加快用户市场化程度，各地均要求已直接参与市场交易、改由电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业购电价格的1.5倍执行。展望未来，更多的新型市场主体将进入电力市场，它们将在电力市场中发挥市要作用。通过中长期分时电价或现货市场,用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体将逐步参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。02煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能谕比

33、的变化尽管中国非化石能源装机已超过5(但按发电量计算煤电仍占大头，2022年，中国煤电在发电量中的占比约为颊,所以当前煤电价格是决定平均用电成本的关键因素。各省级地区均按照煤电平均发电成本出台了煤电基准价，其它电源类型如新增可再生能源，也以煤电基准价作为定价参考，从而使煤电成为中国电价的基石。图表7广东省燃煤发电基准价中长期交易价格浮动范围和成交均价-燃煤发电标杆上网电价/基准价-上网电价浮动上限与闪电价浮动下限-中长期年度成交均价0.62020年起2021年取消燃煤发电标杆上现贪市场网电价，改为“法准连续结算试运行价+上下浮动”机制.基准价按原煤电标杆电价确定0.3-0.2-20182019

34、202020212022年份0.1-来源：广东省发改委，广东电力交易中心，落基山研究所煤电价格的基石作用主要在以年度合同为主的中长期交易中得到体现，因为年度合同主要以未来一年平均煤价进行定价，年度合同的高占比以及合同电量结算时遵循的“照付不议、偏差结算”的原则保证了年度平均电价的稳定。长期来看，由于中国以煤为主的能源资源禀赋，煤电在保电力供应方面的作用尚无法替代，决定了中国以煤电为主的电源结构特点不会改变，以煤电价格为价格基石的趋势将长期延续，但也发生着缓慢的变化：煤电的价格调整更加灵活。随着煤价波动加大，中国将逐步放开煤电中长期价格的浮动上下限，而现货价格则不受浮动上下限的限制，预计在3-5

35、年内中长期的浮动限额将逐步放开，中长期价格和现货价格实现完整衔接，从而使煤电价格与煤炭价格挂钩联动，煤电基准价的作用将逐步消失。,现货市场定价机制对中长期价格产生重大影响。现货市场真实反映了电力的实时价格，也发现了电力供需的基本规律，现货市场的平均价格将逐步成为中长期交易价格的参考。随着中国电源结构的变化，其它电源特别是新能源在某些时段对电价的影响显著加强。以山东为例，随着光伏比例的增加，山东省“鸭形曲线”效应已比较明显,中午时段电价显著低于其他时段。当中长期交易中分时段曲线推广后，现货市场发现的这一现象将会影响中长期定价，中长期合同按时段划分时中午时段电价将显著降低。长期来看,电价由新能源煤

36、电综合成本（含碳成本）竞争形成。方面，新能源等可再生能源更大规模的发展,以及进入电力市场的比例增加，与煤的等形成竞争态势，煤电不再是唯一的定价机组；另一方面，随着碳市场的加快建设，福加碳市场成本后的煤电竞争力将消退，可能带来可再生能源更大的竞争优势。在现货市场中，新能源发电比例较高时段，完全由新能源进行定价：在中长期合约中，平均电价将是新能源成本、煤电成本以及碳成本的综介反映。电力市场中煤电的价格基石作用将发生变化，而由可再生能源、煤电共同进行定价。根据当前可再生能源发展以及市场化趋势，预计2030年共同定价的局面将初步形成。03优先墟电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经三l险增加对于新能

37、源、核电、生物质等优先发电电源，进入市场意味着与煤电机细三r竞争，将带来一定的收益风险。目前，国内中长期交易以年度和月度合同为主，多年合约的应用十分有限，这实际上是更偏向于化石燃料发电的一种机制格局，一定程度上反映了电改从煤电起步的事实。对于变动成本占全成本比束较大的化石燃料发电机组而言，年度及月度合同有利于及时传导燃料、碳排放等可变成本的变化。相反，若提早锁定多年价格，如果没有灵活的调整机制，燃料和碳成本上升可能导致发电商增加的可变成本没法疏导。对于变动成本几乎为零、初始投资成本占比很高的可再生发电机组而言，提前锁定多年价格更有利于确保初始投资成本的回收。在新疆、内蒙、山西等新能源富集省（区

38、），最低保障收购年利用小时之外的电量已进入市场化交易。随着新能源装机的进一步增长，中国对于新能源更大规模参与电力市场交易提出了更高的要求。根据中国建立全国统一电力市场文件，要求引导新能源签订较长期限的中长期合同，到2030年新能源全面参与电力市场。根据该要求，部分省（区）逐步出台加大新能源入市的要求，按照新疆发改委印发的完善我区新能源价格机制的方案的通知，2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，此类项目涉及新疆内部实际交易电价均为各时段加权平均价。当前山东、山西、甘肃、蒙西等多个省级现货试点要求新能源参与现货市场交易。新能源进入电力市场，意样“保量保价”（保障消纳+标杆上网电价

39、）为主的经营模式将改变，将带来经营风险的显著增长。新能源参与市场的主要风险包括：一是在年度长协这样的长周期机制中，由于煤电电量在大部分省份仍占主导地位，新能源定价通常锚定煤电的年度平均交易价格，形成了新能源定价看煤电、煤电定价看动力煤的定价思路。但是，动力煤并无多年期货市场，因此导致煤电价格以及新能源电价也只能一年一定，新能源无法提前锁定收益确保想盖初始投资成本。二是在现货市场这样的短周期机制中，新能源的发电特性将导致“价格踩踏”。新能源发电具有同时性与反调峰特性,光伏比例较高地区，中午时段将发生电力大量富余与电价的快速下降：风电也具有同样的特性。光伏和风电的扎堆发电,将导致新能源发电时段相互

40、的激烈竞争，导致其在中长期和现货市场中均难获得高电价。该问题对于光伏更加明显，据初步统计，进入2022年国网省间现货市场交易的光伏平均电价仅为0.2元/kWh,2显著低于煤电基准价。三是无论在长协还是现货市场中，新能源的随机波动性都导致了报价策略和偏差管理的困难。新能源功率的可预测性与发电可调性较差，而较为精准的出力预测是新能源合理制定中长期+现货市场交易策略的基础，否则很容易因量、价申报不合适承受偏差损失。新能源因功率预测准确度带来的发电偏差，反映在中长期市场上就是要承受一定额度的偏差考核：而在现货市场上，相当于按现货价格买入偏差电量履约，可能带来较大的损失。新能源参与电力市场，打破了以往相

41、对稳定的经营模式，以前相对确定的投资决策和资产评估方式将不适用，新能源企业需要调整财务收益与资产评估模型，从相对固定的收益模式过度到应用不确定模型，将带来新建项目投资决策以及现有项目资产评估的困难。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主在关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知文件中，中国能源主管部门开始引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，要求探索建立多年合约价格调整机制，如果多年合约与实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。在2021年9月的首批绿电交易中，巴斯夫、科思创、施耐德等外资以及国内科技企业与多家新能源企业签订了多年

42、期电量采购协议。作为参与第一批全国绿电交易试点的电力用户代表，万国数据在南方区域绿色电力交易签约仪式上与中广核新能源投资（深圳）有限公司签署了绿色电力合作框架协议。在该协议中，万国数据计划在未来10年内向中广核新能源采购绿色电力，合计采购电量不低于20亿千瓦时。2022年5月，巴斯夫广东湛江市一体化基地与博枫签署了中国第一份25年期固定价格可再生能源电力采购协议a,以平准化度电成本（1.CoE）为标准对正在开发建设中的可再生能源项目进行定价。一般而言，对未来动力煤价格水平、可再生成本下降速度、绿色权益价格趋势等因素的判断，都会影响买卖双方对于合同周期和定价方式的选择。在过去两年的实践中，多年合

43、约的标准化程度并不高，一方面反映了市场参与者需求和风险偏好的多样性，另一方面也反映了各市场主体对于上述因素判断的一致性不高。我们观察到了三个主要现象：绝大多数多年合约仍然以锚定煤电价格的方式逐年定价。根据我们对绿电买卖方的调研，目前可再生多年合约的定价方式仍然主要以锚定煤电年度平均市场化价格为主，并在考虑绿色权益、折扣等方式后约定一定的浮动比例或空间。但因为存在煤电市场化价格一年一定的问题，这些合约实际上并无法直接约定未来价格绝对值，而只是约定了一个未来定价的方式，今后的每一年再根据当年煤电市场化价格核定当年绿电价格。目前，燃料成本、电力市场结构、绿色权益价格等因素都缺乏明确的长期政策，也没有

44、相应风控手段，因此买卖双方都更偏向于延续当下的主流定价方式并签署周期较短的多年协约。这种方式除了无法在合约周期内锁定价格以外，还将面临合同到期之后重新寻找买方，与建成年份更晚、成本更低的可再生项目竞争的问题。以可再牛.项目1.COE定价且覆盖项目全生命周期的方式仍未被大M国了解和接受。虽然这种思路虽然更符合可再生项目投资和运营特征，但按照这个方式定价的且已经签订的合约比例很低，一般更为跨国电力用户熟悉，本土工商业用户普遍缺乏深度了解。我们预计，随着可再生成本进一步下降，且越来越多的绿电采购方要求与新建项目签订合约、满足额外性（additiOnality）需求，以1.COE定价的方式会逐渐被更多

45、市场参与者接受。多年介约目前仍然普遍需要场外合同或者协议作为补充。目前，交易中心场内的标准化多年合同普遍向言比较箍单，买卖双方霜要在场外另外签署协议，从而在交易方式、价格调整方式、风险承担方式等方面约定更多的定制化条款。随着多年购电协议适用场合增多，交易电量稳步增长，为了满足需求的增长，我们预计场内标准化合同将进一步完善，多年购电协议将从场外逐步转向场内。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由于电力生产的实时平衡特性，不同时段的电力电量价值不同。但中长期合约不进行实时交易组织，因此需主要通过分时段电量和价格曲线来体现不同时段电力价值。然而，由于国内现货市场机制仍不健全

46、，大部分省份仍普遍延续了以往中长期交易的不分时段的机制。该机制中，合同双方仅约定合同期内总电量和同一电价，执行时发电曲线仍由交易机构、调度机构按一定规则进行分解，所有电量按照中长期同一合约价格执行。不分时段的中长期交易弊端很多：首先，按同一价格无法准确体现电力的时间价值，无法激励发用电双方依据价格进行发用电管理。其次，不分时段的中长期交易，在电力平衡方面由电网整体平衡，通过交易双方发用电曲线匹配促进整体电力平衡方面的作用没有发挥。所以参照现货市场价格划定中长期分时段曲线非常重要，当前在山西、广东等市场分时段交易已经取得了一些成果。山西和广东的分时段交易机制类似，都是在原有的年度、月度、周、多口

47、等周期交易中，增加了分小时级集中竞价的功能。周期越短的交易，其价格趋势将越趋同于现货价格。随着各省级现货市场的加快推进，中长期市场进行分时段交易，以实现与现货市场的衔接，将是大势所趋。政府在中长期交易的相关文件中，均要求进一步扩大分时段交易范围与电量比例。分时段交易组织方式将更加多样，双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等各类中长期交易方式中，均可以灵活组织开展分时段交易,交易周期包含年度、季度（多月）、月度等。预计未来年度、季度（多月）分时段交易以双边协商为主，月度分时段交易以集中竞价为主。具备条件的省份，进一步将分时段交易逐步细化至月内，实现按旬、周定期开市，从而实现与现货市场无缝衔接。专栏1:典型省份2022年分时段中长期交易机制山西分时段交易山西2022年已经开展中长期分时段交易，这处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制，其关键是将每日的中长期合同按小时分为24个时段，以每个时段的电量为交易标的，相当于每天开设了24个子市场。各子市场互不影响，在24个子市场分别组织发电侧与用户侧开展电量交易，各市场主体24个时段的交易电量依次组