電力市場化改革與電價體系洞察

目錄??????????????????????????????????????????????????????????6??9?????????????????????????????????????????04列?????????????????????????44????????????????參考文獻(xiàn)???????????????????????????????????????????????????????圖表目錄圖表1 工業(yè)用價組成和近期重要進展 7圖表2 面向市場參與者的十大趨勢匯總 8圖表3 全國地區(qū)現(xiàn)貨市場的建設(shè)進截止20241） 9圖表4 2023年度層面關(guān)鍵現(xiàn)貨價格數(shù)據(jù)覽 圖表5 2023年西廣東現(xiàn)前市場分時段均價圖(虛線為年均值) 11圖表6 2023年西東現(xiàn)前和實時市場分時段均實均競價空間圖 12圖表7 電能量批發(fā)市場的兩種結(jié)算方式簡化示意圖 圖表8 分工業(yè)分價時段劃及動圖表9 東省2023年和2024年分價時段劃及2023年現(xiàn)貨價格 19圖表10甘肅分價時段劃及動20圖表112023年甘肅河?xùn)|現(xiàn)貨分時均價 20圖表12現(xiàn)貨試份分價動基數(shù)的組成 21圖表132024年東零套餐分價的時段和長約束 22圖表2024年東零套餐分價動系數(shù)約束 22圖表15廣電力市場司市占有情況 25圖表16廣電力市場司價格和電收益情況 25圖表二三監(jiān)周期各省電網(wǎng)需價比容系數(shù)匯總 27圖表18分份容價電壓等級價差匯總 28圖表19抽蓄電站裝機容量容價匯總 29圖表20三監(jiān)周期內(nèi)各省市抽蓄年度容電費匯億元） 29圖表21分度工業(yè)電與抽蓄容電費關(guān)系圖 30圖表22各省電容價和容電費折價 32圖表23各省容量電費折價、容量電費折價占比、可再生能源消納責(zé)任權(quán)重、火電發(fā)電量占比、電利用小時數(shù)布示意圖 33圖表24蒙西新疆電網(wǎng)電和光伏優(yōu)先電量利用小時 38圖表25南全容量并網(wǎng)新能源行燃煤電基準(zhǔn)價電量例 39圖表262024青海夏電價格峰動39圖表27地新能源參電現(xiàn)貨市場比 40圖表282023光伏電建設(shè)情況 圖表292021-2023年全國電綠證量 圖表30廣東省2022-2024年度易均價比 49圖表312024年分份對價值的限設(shè)定 49圖表32浙光伏電裝機容截止2023年底） 50引言20152020系統(tǒng)構(gòu)建的新任務(wù)。（圖表的市場體制和價格體系。2023年2023年9試行2023122023112024向提供支撐調(diào)節(jié)能力轉(zhuǎn)型。2024年2發(fā)展需要。202320大趨展望了未來1-3（圖表2015年-2022的讀者可以參考2023圖表1 業(yè)價組成和近期重要進展形成方式電價組成重要進展發(fā)電側(cè)與用電側(cè)通過市場交易 ?電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)試印過 ?行。 。售電公司購非市場化用戶 上網(wǎng)電價 ?2023.12山廣東電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運行通過電網(wǎng)公司代理購電 北京電力交易中心綠色電力交易實施細(xì)+ 。政府發(fā)布上網(wǎng)環(huán)節(jié)綜合線損率 線損費用 ?關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價。+政府核含對居民和農(nóng)業(yè)用 ?關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價戶的基期交叉補貼 輸配電價 。+系統(tǒng)運行費用抽水蓄能容量費用 。+ ?政府核定或基于市場交易形 煤電容量費用 攤 行。+ 輔助服務(wù)費用 分?jǐn)偡浆F(xiàn)貨市場未連續(xù)運行區(qū)原則上不+ 。......+政府核定 政府性基金及附加依據(jù)上述各部分價格確定 銷售電價=來源:落基山研究所整理=圖表2 面向市場參與者的十大趨勢匯總按市場或價格組成電能量0102分時電價政策動態(tài)調(diào)整加快，現(xiàn)貨價格對分時電價的指導(dǎo)作用凸顯輸配電04輸配電價回歸電網(wǎng)業(yè)務(wù)成本，線損費用和系統(tǒng)運行費用在電費中單列容量05煤電容量電價機制出臺，重構(gòu)發(fā)用電雙方電費結(jié)構(gòu)，支撐煤電角色轉(zhuǎn)型輔助服務(wù)06輔助服務(wù)市場價格機制得到規(guī)范，新能源和儲能主體或需調(diào)整市場策略按市場主體或交易類型集中式新能源7分布式新能源08分布式光伏超預(yù)期發(fā)展，投資主體需密切關(guān)注電網(wǎng)接入與上網(wǎng)價格政策變化獨立儲能09獨立儲能探索電力市場參與模式，電能量市場收益將愈發(fā)重要綠電交易10綠電與綠證市場持續(xù)擴容，短期內(nèi)供需關(guān)系較為寬松2023年試行102813813圖表3總結(jié)了截止到2024年1月的全國各地20232022年日起開始連續(xù)結(jié)算試運行；1215展望2024圖表3全國各地區(qū)現(xiàn)貨市場的建設(shè)進度（截止2024年1月）模擬模擬試運行調(diào)電試運行短周期結(jié)算試運行長周期結(jié)算試運行連續(xù)結(jié)算試運行正式運行吉林 河南福建山東山西湖南寧夏四川甘肅廣東新疆重慶浙江蒙西上海陜西江蘇省間現(xiàn)貨江西遼寧南方區(qū)域河北南網(wǎng)安徽湖北來源：各省市和區(qū)域電力交易中心，落基山研究所整理注一般一周及以內(nèi)一一般一年以上注2：示例中藍(lán)色為省級層面現(xiàn)貨市場，紅色為區(qū)域及全國層面現(xiàn)貨市場，部分地區(qū)現(xiàn)貨市場未納入考慮注六省區(qū)現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全年連續(xù)結(jié)算運行，現(xiàn)貨價格和競價空間高度正相關(guān)20232022年整體下圖表4較2022-37%到237%2022年上漲22022年的10元/千瓦時調(diào)整至3元/1?5元/千瓦時2023現(xiàn)貨均價較20223%。0圖表4 2023年度層面關(guān)鍵現(xiàn)貨價格數(shù)據(jù)覽0山西003473323891,5001,500廣東04431,500山東-100-973533671,3001,500甘肅-河?xùn)| 40 40 307 340 428 650 甘肅-河西4040280307366650650蒙西-呼包東002824456201,9675,180蒙西-呼包西002824516421,9915,180國網(wǎng)省間0183606321,7153,000-1001002003004005006001,4001,5001,6001,7001,8001,9005,200年均價 年時點最低價格 年時點最高價格 燃煤發(fā)電基準(zhǔn)出清/申報價格上?。?出清/申報價格下取） 2022年均來源：蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨，落基山研究所如圖表56-912-14負(fù)荷較低的凌晨4-612-13202336.2%和7%（低至（最高高至2伴隨著光伏裝機繼圖表5 2023年西廣東現(xiàn)前市場分時段均價圖虛線為年均值)/MWh/MWh500 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

交易時段山西日前價格 山東日前價格 廣東日前價格進一步探討影響現(xiàn)貨價格變動的因素，數(shù)據(jù)顯示現(xiàn)貨價格和競價空間存在高度正相關(guān)性（圖表6）。與日前價格相比，實時價格峰谷形態(tài)相近但普遍價格更高。實時價格曲線和實時競價空間曲線形態(tài)呈現(xiàn)出高度的一致性，這符合現(xiàn)貨市場的設(shè)計理論。當(dāng)用戶側(cè)負(fù)荷較低或者發(fā)電側(cè)優(yōu)先出清（如聯(lián)絡(luò)線）和零邊際成本（如新能源）的機組出力較高時，競價空間則較低，由于目前用電側(cè)“報量不報價”，競價空間則決定了其他發(fā)電機組（主要為火電）的報價博弈空間，報價較低的機組會被優(yōu)先出清，則現(xiàn)貨市場邊際出清價格也會隨之降低，反之則升高。圖表6 2023年山西、山東現(xiàn)貨日前和實時市場分時段均價與實時平均競價空間圖/MWh/MWh/MWh/MWh

山西 日前價格實時價格）00:0000:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0024:00山東 日前價格實時價格）00:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0024:00來源：電查查電力數(shù)據(jù)，落基山研究所注：本文中競價空間近似定義為“競價空間=直調(diào)負(fù)荷-聯(lián)絡(luò)線負(fù)荷-風(fēng)電出力-光伏出力”。在經(jīng)營主體范圍擴大方面，集中式新能源、獨立儲能、虛擬電廠、核電等市場主體參與現(xiàn)貨市場均有一定進展。（超過20%4），基本上除扶貧光伏、分布式光伏外，新能源發(fā)電機組全電量參與中長期市場與現(xiàn)貨市場；而山東、山西入市采用自愿原則，入市的新能源全電量參與現(xiàn)貨市場，山東未入市的新能源電站實際出力的10%（2023年標(biāo)準(zhǔn)）也要按照現(xiàn)貨價格結(jié)算；廣東220（新能源入市詳見第7）20222陸續(xù)在各現(xiàn)貨試點省份參與現(xiàn)貨市場及調(diào)頻等輔助服務(wù)市場。023報量報價”方式參與現(xiàn)貨，山西允許獨立儲能按月自主選擇以“報量報價”或“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場，山東2024參與市場（9）。此外，虛擬電廠及核電參與現(xiàn)貨方面也在山西、山東等地有所突破（見負(fù)荷聚合商等新型市場主體“報量報價”參與現(xiàn)貨市場會得到進一步推廣；2024現(xiàn)貨市場出清，其中具備日內(nèi)調(diào)節(jié)能力的核電機組可以參與日內(nèi)和實時市場交易?，F(xiàn)貨市場出清，其中具備日內(nèi)調(diào)節(jié)能力的核電機組可以參與日內(nèi)和實時市場交易。在滿足低功率運行深度、調(diào)節(jié)速度、準(zhǔn)備時間等安全條件基礎(chǔ)上，以報量報價方式全電量參與日前月發(fā)布的《山東電力市場規(guī)則(試行)》(征求意見稿)，全部核電機組按自愿原則參與電能量市場，調(diào)整的優(yōu)先消納電量部分仍按照政府批復(fù)價格結(jié)算，其余電量部分將參與電力市場。根據(jù)2024年1瓦，通過保留優(yōu)先發(fā)電量、全電量報量報價方式參與電力現(xiàn)貨市場9。這意味著除事前給定、分月2?山東核電參與現(xiàn)貨市場：自2023年11月起，山東海陽核電1、2號機組，裝機容量共計250萬千用電量18,000千瓦時、可獲利7,500元，該紅利會傳導(dǎo)到其代理的零售用戶8。式光伏、儲能、充電樁等資源，當(dāng)日累計申報負(fù)荷1.5萬千瓦、7個小時，預(yù)計通過負(fù)荷調(diào)節(jié)共減少場出清7。同時按照虛擬電廠調(diào)節(jié)能力，山西適當(dāng)放寬了其中長期交易成交量約束和金融套利約束。2023年8月1日，山西風(fēng)行虛擬電廠正式入市，其聚合了建材、鑄造、鋼鐵、商業(yè)樓宇、分布易時段分別申報用電負(fù)荷上、下限以及遞減的3-10段量價曲線，按照“負(fù)發(fā)電”模式參與現(xiàn)貨市1?山西虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場：在山西現(xiàn)貨市場中，虛擬電廠以“報量報價”方式參與，每日各交專欄1市場動態(tài)案例分享用戶側(cè)參與上，除了已實行“發(fā)用雙側(cè)報量報價”的甘肅電力市場外，“發(fā)電側(cè)報量報價、用戶側(cè)報量不報價”為現(xiàn)行的主流模式。廣東在2024年1月發(fā)布的《關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知》中指出，計劃開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點交易，允許批發(fā)用戶和具備條件的售電公司自愿選擇報量報價參與日前電能量市場出清10。山東在2024年1月發(fā)布的《山東電力市場規(guī)則(試行)》(征求意見稿)中也指出，具備條件時，采取“發(fā)電側(cè)報量報價、用戶側(cè)報量報價”模式。伴隨著各地區(qū)現(xiàn)貨市場試運行的不斷成熟及正式運行，“發(fā)用雙側(cè)報量報價”將進一步試點推廣6。這不僅將對售電公司（或直接參與市場的批發(fā)用戶）提出更高的交易能力要求，還意味著對于用戶側(cè)而言，現(xiàn)貨市場的結(jié)算價格有望從虛擬的“統(tǒng)一結(jié)算點”價格細(xì)化為基于用戶物理位置的“節(jié)點/分區(qū)”價格。專欄2中長期交易與現(xiàn)貨交易的結(jié)算銜接方式實現(xiàn)統(tǒng)一，發(fā)電側(cè)結(jié)算全電量反映阻塞和空間價值在電能量批發(fā)市場結(jié)算方面1（7，目前蒙西電力市場采用前者，其余省份多采用后者?！痘疽?guī)則》修正了前期現(xiàn)貨試點中兩種結(jié)算方式導(dǎo)致的不同，為方式二增加了“第二步”以結(jié)算因輸電阻塞導(dǎo)致的所在節(jié)點和中長期參考結(jié)算點的空間價值差。因此兩種方式實現(xiàn)等效，對于發(fā)電方而言，全電量都會承擔(dān)因所在節(jié)點阻塞而導(dǎo)致的節(jié)點電（反之部分節(jié)點電價高于全省均價會帶來超額收益/圖7 電能量批發(fā)市場的兩種結(jié)算方式簡化示意圖第一步：按所在節(jié)點/分區(qū)現(xiàn)貨價格全電量結(jié)算其余電量中長期合同電量其余電量中長期合同電量第二步：中長期合同電量再按中長期合同價格與中長期結(jié)算參考點現(xiàn)貨價格的差價結(jié)算再結(jié)算所在節(jié)點/點的現(xiàn)貨價格差值其余電量中長期合同電量其余電量中長期合同電量第三步：以節(jié)點/分區(qū)現(xiàn)貨價格結(jié)算實際電量與中長期合同電量偏差來源：落基山研究所///各層級現(xiàn)貨市場和各類型電力市場銜接將更加緊密在各層級電力市場銜接上，國家電網(wǎng)區(qū)域和南方電網(wǎng)區(qū)域采取了不同的設(shè)計思路。南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行期間，五省區(qū)按區(qū)域現(xiàn)貨出清結(jié)果執(zhí)行、按區(qū)域出清價格結(jié)算，廣東現(xiàn)貨市場出清結(jié)果僅作為備用。這體現(xiàn)了南方區(qū)域和各省內(nèi)現(xiàn)貨市場“全電量集中競爭、統(tǒng)一出清”的設(shè)計思路，有助于實現(xiàn)電力資源在全區(qū)域的最優(yōu)化配置。但在過渡階段，《南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場第一次全域結(jié)算試運行實施方案》引入了“省間利益平衡臨時風(fēng)險12。相比之下，國網(wǎng)省間電力現(xiàn)貨和各省內(nèi)現(xiàn)貨市場是互補關(guān)系，目的是利用省間通道剩余輸電能力、匹配電力富余和短缺省份的互濟需求，為“兩級出清”模式，即省間現(xiàn)貨交易結(jié)果作為開展省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清的邊界條件。在各類電力市場交易品種銜接方面，伴隨著部分省份（區(qū)）現(xiàn)貨市場的不間斷運行，現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)電力價格的能力愈發(fā)被市場參與方認(rèn)可并作為中長期交易的價格錨點?！?13平。例如在廣東省，2022年動力煤價格處于高位、現(xiàn)貨均價達(dá)到562.9元/MWh，這也導(dǎo)致2023年年度長協(xié)平均價格為553.9元/MWh13，基本達(dá)到煤電基準(zhǔn)價的20%上浮上限。但是相比較而言，廣東2023年全年現(xiàn)貨均價僅為443.1元/MWh，2024年度交易開展前的11月現(xiàn)貨（實時價格）均價為469.5元/MWh，對之對應(yīng)，12月開展的2024年年度長協(xié)交易均價下降到465.6元/MWh14，僅較煤電基準(zhǔn)價上浮不到1%。在月度和月內(nèi)中長期交易階段，上月和當(dāng)月現(xiàn)貨價格水平對中長期價格的傳導(dǎo)效應(yīng)預(yù)計會更加突出。分時電價機制通過引導(dǎo)用戶削峰填谷，進而改善電力供需狀況、促進新能源消納15。分時電價政策決定電網(wǎng)代理購電分時電價、間接影響中長期交易的分時結(jié)算價格i，并進一步影響零售市場分時價格的形成。目前33個省級電網(wǎng)均已頒布工商業(yè)分時電價政策，并有16個省網(wǎng)在近一年內(nèi)完成了動態(tài)調(diào)整，動態(tài)調(diào)整的主要方面包括：調(diào)整尖峰時段劃分：增加尖峰時段時長(見圖表8.a)。例如，山東本年度動態(tài)調(diào)整過程中尖峰時段增加184小時、深谷時段增加62小時，高峰時段減少182小時，低谷時段減少180小時；安徽針對315千伏安及以上執(zhí)行工商業(yè)兩部制電價的工業(yè)用戶尖峰時段新增248小時。?58.:300:3，午間高峰時段為11:30-12:00。含遼寧省在內(nèi)，目前已有6個地區(qū)時段劃分精度提升到了0.5小時。探索節(jié)假日深谷政策：在重大節(jié)假日期間引入午間深谷電價政策(見圖表節(jié)、國慶節(jié)三個重大節(jié)假日期間執(zhí)行深谷電價政策，浙江深谷電價時段設(shè)置在10:00-14:00，涵蓋原高峰、尖峰、低谷、平時段；江蘇深谷電價時段設(shè)置在11:00-15:00，涵蓋原平時段。重大節(jié)假日期間往往伴隨電力負(fù)荷下降，設(shè)置深谷時段有利于更具針對性的識別和體現(xiàn)系統(tǒng)實際供需狀況，引導(dǎo)用戶填谷。統(tǒng)一分時浮動方式：在全國范圍內(nèi)統(tǒng)一了峰谷時段的電價計算方式，即在平時段電價的基礎(chǔ)上按時段系數(shù)浮動(見圖表8.d)。浙江省在2024年1月動態(tài)調(diào)整的分時電價政策中，明確了大工業(yè)用戶不同時段的浮動比例，不再以加減固定度電價格的方式確定峰谷電價。浙江動態(tài)調(diào)整完成后，按浮動比例確定峰谷電價的方式在全國范圍內(nèi)得到統(tǒng)一。分時電價更靈活的時段劃分：如廣西省，在迎峰度夏和迎峰度冬期間，電網(wǎng)公司可結(jié)合電力供需等情況，在報備和公示后，對用電電壓等級在35千伏及以上規(guī)定執(zhí)行范圍內(nèi)電力用戶的時段劃分進行靈活調(diào)整。00文件

圖8 分業(yè)分價時段劃及浮動比例季節(jié)/月份 用戶 0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24

工商業(yè)用戶

1

0.1

0.3 1

1.7 1和改革委員

1

0.1

0.3 1

2 1.7 10.3年1事）工商業(yè)用戶10.3年1

0.3 1

1.7 2 1工商業(yè)用戶10.30.10.32工商業(yè)用戶10.30.10.32 1.7 1工商業(yè)用戶10.30.10.311.72 1.71工商業(yè)用戶1 0.3 11.721工商業(yè)用戶10.30.10.311.721.71

工商業(yè)用戶 1

0.1

0.3

1 1.7 2 11.7和改革委1.7

1月至12月業(yè)分時電）知）1月至12月（a）（a）9月以上工0.38211.84312月以上工0.38211.8430.382改革委安徽其他月份以上工分時電價政 8月行工的工業(yè)用戶電價4月 9月 12月5價其他月份5價0.3820.3820.3820.3820.3821.741.74111111.8431.741.8431.8432.2121.74 1 0.3822.212 1.8431.843 1 布關(guān)于進

完善工有

0.41211.81311.81310.4120.41211.7111.7110.4120.41211.81311.81310.4120.41211.7111.7110.412接上表1.71960.656081.71960.65608國動315上的2.063522.063521.719611111.71962.063521.71961.71961.67191.7196111111.71961.71961.67190.41850.41850.41850.4518大工業(yè)用戶-3到起執(zhí)行)315千伏安及以上的于（7月-8分時電價政315上的(07過35）普通工業(yè)用和100千伏安及以上江蘇所有月份5戶和以上所有月份5戶進一步完時電項0年起執(zhí)行）其余季節(jié)12100上的0.511.510.51 1.5 10.50.511.510.511.51.8751.510.5-12浙江省發(fā)展重大節(jié)假大工業(yè)用戶大工業(yè)用戶0.40.38 1.65 0.40.381.6511.651.9811.981.651峰谷分時國價政策有大工業(yè)用戶 0.2 04）2一般工商業(yè)用戶0.380.381.51.6511.651.51勞動一般工商業(yè)用戶 0.2 改革委關(guān)于-我省分時電12）事項的通知其他季節(jié)2210所有月份大工業(yè)用戶大工業(yè)用戶一般工商業(yè)用戶高峰高峰平時段低谷尖峰深谷來源：各省發(fā)展和改革委員會，落基山研究所分時電價的動態(tài)調(diào)整及時反映了現(xiàn)貨價格波動的發(fā)展趨勢在現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)（試）運行的省份，現(xiàn)貨交易價格在日內(nèi)的波動情況已成為新一年度分時電價動態(tài)調(diào)整的重要參考?，F(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)的分時電能量價格信號，通過分時電價政策的動態(tài)調(diào)整機制傳導(dǎo)到分時電價政策中，進而更準(zhǔn)確地指導(dǎo)用戶調(diào)整用電行為。以山東為例，如圖表9所示，2024年分時電價在2023年基礎(chǔ)上，調(diào)整了冬季、春季和夏季的峰谷時段，深谷與尖峰時段的調(diào)整清晰反映了現(xiàn)貨市場價格曲線的年際變化：深谷調(diào)整方面，2024年冬季11:00-12:00時段由低谷調(diào)整為深谷，這與2023年冬季現(xiàn)貨價格的日內(nèi)波動情況及其相對上年的變化趨勢一致。2023年1月現(xiàn)貨市場中，11:00-12:00時段現(xiàn)貨平均價格相比10:00-11:00時段下降14%，該時段內(nèi)現(xiàn)貨價格處于日內(nèi)價格低點，為1月平均價格的0.56倍（現(xiàn)貨1月各時段平均價格最低值為月平均價格的0.4倍）。而2022年同期同時段現(xiàn)貨市場平均價格為月均價的0.77倍，2023年與2022年相比，該時段價格在均價基礎(chǔ)上的下浮更為顯著，分時電價新增本時段為深谷時段及時反映了這一變化。年與2022年相比，該時段在均價基礎(chǔ)上的上浮比例增加，分時電價政策將這一時段動態(tài)調(diào)整為尖峰時段，與該時段現(xiàn)貨均價上行趨勢一致。圖表9 省2023年和2024分價時段劃及2023年現(xiàn)貨價格季節(jié) 執(zhí)行年份 月份 0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-244 3 4 3 夏季2024 678月夏季2023 678月秋季2024 91011秋季2023 91011

深谷低谷深谷低谷平時段高峰尖峰來源：山東省發(fā)展和改革委員會，電查查電力數(shù)據(jù)，落基山研究所注:2023年現(xiàn)貨價格為各季節(jié)典型月現(xiàn)貨價格，其中1月為冬季典型月，4月為春季典型月，7月為夏季典型月，10月為秋季典型月但同時，在部分地區(qū)的特定時段，現(xiàn)貨價格波動與分時電價浮動也可能表現(xiàn)出不一致的趨勢。如圖表9所示，山東夏季分時電價將0:00-6:00時段劃分為低谷，但該時段各小時現(xiàn)貨均價均高于劃分為平時段的8:00-13:00。如圖表10、圖表11所示，甘肅現(xiàn)貨分時價格有較強的季節(jié)性特征，但是分時電價政策中尚未體現(xiàn)出這一特點：2023年甘肅省河?xùn)|現(xiàn)貨市場中夏季（7-8月）峰價集中在午間（12:00-17:00）和晚間（18:00-23:00），冬季（1月、12月）峰價集中在早間（7:00-9:00）和晚間（17:00-23:00），現(xiàn)有分時電價政策中的時段劃分貼近冬季現(xiàn)貨價格，但是與夏季時段差別較大。電力用戶可重點關(guān)注此類分時電價浮動和現(xiàn)貨價格波動錯配的時段，此類時段更可能成為分時電價政策下一步動態(tài)調(diào)整的重點方向，用戶可提前規(guī)劃應(yīng)對方案。圖表10甘肅省分時電價時段劃分及浮動比例111.50.51.5省份 季節(jié)/月份 用戶 111.50.51.5甘肅 所有月份工商業(yè)用戶深谷低谷平時段高峰尖峰來源：甘肅省發(fā)展和改革委員會，落基山研究所圖表2023甘肅河?xùn)|現(xiàn)貨分時均價元/MWh元/MWh01 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516

1819

20212223 247月 8月 1月 12月來源：蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨，落基山研究所各省市分時電價浮動基數(shù)的組成有較大差別，遠(yuǎn)期有望出臺統(tǒng)一的規(guī)范性指導(dǎo)文件目前各省分時電價浮動基數(shù)的組成各異?，F(xiàn)貨長周期運行的試點省網(wǎng)中（如圖表12所示），除市場交易價格/代理購電價格外，安徽、河南、廣東、四川、浙江、江蘇、遼寧七地要求輸配電價參與浮動，浙江、江蘇兩地政府性基金及附加需參與浮動，此外在上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損和系統(tǒng)運行費用方面也未形成統(tǒng)一理解。因此，電力用戶實際面對的峰谷浮動系數(shù)，不僅受分時政策確定的峰谷系數(shù)影響，還取決于所在省份對分時電價浮動基數(shù)組成的約定。當(dāng)用戶側(cè)電價浮動幅度在同等水平時，浮動基數(shù)組成部分越少，電能量價格可浮動的范圍更大，越有利于儲能參與者利用峰谷價差套利、回收投資成本。在構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場體系的目標(biāo)下，中遠(yuǎn)期全國層面或?qū)⑨槍Ψ謺r電價浮動組成出臺指導(dǎo)性文件，厘清分時電價浮動基礎(chǔ)，進一步規(guī)范電價體系。圖表12 現(xiàn)貨試份分價浮動基數(shù)的組成浮動基數(shù)組成電能量交易價格/代理購電價格 上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損 輸配電價 系統(tǒng)運行費用政府性基金及費用 附加省份安徽?山東???山西））?廣東???蒙西?四川?浙江????江蘇????遼寧??湖北??來源：各省發(fā)展和改革委員會，北極星電力網(wǎng)，落基山研究所注：山東獨有的容量補償電價也在浮動基數(shù)組成內(nèi)，上海、福建、甘肅未就浮動基數(shù)組成作出明確規(guī)定。分時電價政策與零售套餐銜接加強。圖表13 2024年東零套分價的時段和長束零售套餐分時電價時段 與分時電價政策峰谷時段的對應(yīng)要求 時長約束峰段須包括尖峰時段在平段和峰段中選取谷段須包括深谷時段在平段和谷段中選取≥峰段總時長平段-≥12h來源：山東省發(fā)展和改革委員會，落基山研究所圖表2024年東零套分價浮動系數(shù)束月份 峰段 谷段分時電價政策確定的系數(shù)全年1.70.3零售套餐分時系數(shù)可選范圍4月、11月>1.6<0.4其他月份>1.5<0.5來源：山東省發(fā)展和改革委員會，落基山研究所平均數(shù)基礎(chǔ)上上浮16。工商業(yè)用戶參與電力市場交易電量在2023年繼續(xù)增長，電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量依舊占據(jù)三成比例。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2023年全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%17。結(jié)合北極星售電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2023年電網(wǎng)企業(yè)工商業(yè)用戶代理購電電量在市場交易電量中占比約為30.6%，較2022年降低了1.0個百分點18。盡管國家發(fā)展10千伏以下的工商業(yè)用戶幾乎都采用電網(wǎng)企業(yè)代理購電的方式，尚未直接參與市場交易。廣東省于2023年10月發(fā)布了《廣東電力市場低壓工商業(yè)用戶參與市場化交易試點實施方案》，首次試點低壓工商業(yè)用戶參與市場直接購電或者通過售電公司購電，試點選擇深圳市轄區(qū)內(nèi)完成“轉(zhuǎn)改直”計量抄表到戶改造的工業(yè)園區(qū)為試點，允許低壓工商業(yè)用戶自愿參與電能量市場，這一試點方案為未來推動10千伏以下工商業(yè)用戶直接參與市場交易、縮小代理購電范圍打下基礎(chǔ)。參與零售市場交易是工商業(yè)用戶直接參與電力市場交易的主要方式。相較于單個用戶直接參與批發(fā)市場交易，售電公司將多個用戶的購電需求打包交易，交易規(guī)模更大，議價能力更強。以2023年全國用電量第一的省份廣東省年共有39243家用戶直接參與廣東電力市場交易，其中直接參與批發(fā)市場交易的僅有4家19；2024年度交易中僅有1家用戶直接參與批發(fā)市場年度掛牌交易，沒有用戶直接參與批發(fā)市場年度雙邊協(xié)商交易和年度集中競爭交易14。部分地區(qū)在2024年電力市場交易通知或電力零售市場交易規(guī)則中對電力用戶直接參與批發(fā)市場設(shè)置了年用電量的門檻，并且主要分為1000萬千瓦時以上（如廣東、青海）和500萬千瓦時及以上（如福建）。然而，四川和新疆在2024年的電力市場交易方案中則取消了對于工商業(yè)電力用戶直接參與電力市場的年用電量要求，從規(guī)則上減少了對電力用戶的限制。省級電力零售市場建設(shè)在2023年進一步完善，共有17個省市（廣東、江蘇、浙江、河北、新疆、四川、安徽、福建、山西、云南、陜西、湖南、甘肅、天津、青海、吉林、海南）在2023年出臺或更新了電力零售市場或售電公司管理相關(guān)文件。這些文件明確了零售用戶和售電公司的權(quán)利和義務(wù)，明晰了零售交易組織過程和結(jié)算方式；規(guī)范了零售合同的簽訂，提供了零售合同范本，明確了零售套餐類型，加強了零售交易線上平臺建設(shè)，并要求零售合同的簽訂、變更或解除原則上在零售平臺上進行。各地明確的電能量零售套餐類型主要包括固定價格類套餐、市場聯(lián)動價格類套餐、價格傳導(dǎo)類套餐、價差分成類套餐四類。其中，固定價格類套餐是指電力用戶與零售公司的成交價格為固定價格；市場聯(lián)動價格類套餐，部分地區(qū)也叫浮動價格類套餐，是指成交價格隨選定的電力市場價格（電力批發(fā)市場價格或電網(wǎng)代理購電價格）變化而變化；價格傳導(dǎo)類套餐是將售電公司在批發(fā)市場交易結(jié)算均價傳導(dǎo)至電力用戶；價差分成類套餐是指售電公司與零售用戶在參考價的基礎(chǔ)上按照約定的比例分享收益或分?jǐn)倱p失。部分地區(qū)在2023年以來還針對綠色電力交易提出了綠色電力套餐，即在約定電能量價格的基礎(chǔ)上約定綠電交易電量和綠電環(huán)境價值，不同地區(qū)綠電零售套餐中綠電環(huán)境價值的約定方式也不相同（詳見第十章）。固定價格類套餐是目前電力用戶的主要選擇，幫助電力用戶控制電價波動風(fēng)險。以廣東省為例ii，2023年和2024年年度電能量零售合同簽約結(jié)果顯示，超過98%的電力用戶選擇了“固定+市場聯(lián)動”的零售合同類型，在簽約總電量中占比也超過98%20,21。其中市場聯(lián)動價格部分電量占比分別為10.6%和10.8%20,21，剛好滿足10%的政府要求，電力用戶并沒有更多意愿超出政府規(guī)定簽署更多市場聯(lián)動價格電量。市場聯(lián)動價格類套餐中選擇的市場聯(lián)動價格包括年度和月度的中長期市場交易價格、現(xiàn)貨市場成交均價、月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格。與市場聯(lián)動價格類套餐關(guān)聯(lián)整個電力市場的交易價格不同，價格傳導(dǎo)類套餐則關(guān)聯(lián)售電公司在批發(fā)市場上各類交易合同的加權(quán)均價。這兩類零售套餐通常會疊加服務(wù)費，用于售電公司在傳導(dǎo)批發(fā)市場交易價格的基礎(chǔ)上回收相應(yīng)服務(wù)成本?？紤]到煤電價格對電力中長期市場價格影響較大，部分地區(qū)（例如廣東、上海等地）在零售套餐設(shè)置過程中加入了煤電價格聯(lián)動的選項。但從廣東電能量零售合同交易結(jié)果來看，選簽“煤電聯(lián)動”的用戶很少，2023年沒有電力用戶選簽，2024年電力用戶選簽的用戶數(shù)量比例和電量比例分別為0.03%和0.02%，大部分電力用戶依然傾向于相對固定的用電價格20,21。為減少電力用戶在零售市場的購電價格波動風(fēng)險，各地目前主要通過設(shè)置零售合同價格上下限和建立價格風(fēng)險預(yù)警機制這兩種方式避免用戶電價過高。對于第一種方式，廣東省直接對電能量零售交易中固定價格部分設(shè)置了價格上下限，且該價格上下限與批發(fā)市場年度交易上下限一致；云南省則將燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的1.2倍作為零售合同中固定價格部分的最高限價；浙江省可由電力用戶和售電公司協(xié)商是否設(shè)置封頂價格，封頂價格以（80%年度交易均價+20%月度交易均價）為基準(zhǔn)設(shè)置最高上浮系數(shù)。對于第二種方式，江蘇省在《關(guān)于做好2024年電力零售市場常態(tài)業(yè)務(wù)管理的通知》中設(shè)置了電力零售套餐關(guān)鍵參數(shù)風(fēng)險預(yù)警閾值，針對零售套餐中的固定價格和浮動價格進行風(fēng)險預(yù)警。電力用戶與售電公司簽署零售合同時可選擇是否設(shè)置偏差考核條款，但部分地區(qū)鼓勵售電公司對于低電壓等級的零售用戶免除偏差考核。例如，浙江省在《浙江省電力零售市場管理辦法（試行）》中“鼓勵售電公司不對35千伏以下用電電壓等級的零售用戶進行偏差考核”。在電力用戶在零售市場承擔(dān)的偏差考核與售電公司在批發(fā)市場偏承擔(dān)差考核的銜接方面，部分地區(qū)也提出了相關(guān)要求。例如，陜西省在《陜西省電力零售市場交易差考核費用應(yīng)支付給售電公司用于其補償在批發(fā)市場承擔(dān)的偏差考核費用。浙江省則規(guī)定售電公司收取的電力用戶偏差考核費超出其在批發(fā)市場承擔(dān)的偏差考核費用一定額度的，超出額度部分應(yīng)返還給按代理零售用戶。各地區(qū)在零售市場中針對分時交易用戶主要通過兩種方式應(yīng)用分時電價相關(guān)政策，其一是直接約定平段價格，其余時段按照規(guī)定價格峰谷比浮動（例如廣東?。?；其二是針對不同時段分別約定價格，更精細(xì)地用各時段的價格反映單個用戶的用電特性和市場供需（例如陜西?。?。隨著電力零售市場的發(fā)展和對于售電公司風(fēng)險管理的加強，售電公司在經(jīng)歷了2022年的大量退市之后，在2023年整體數(shù)量相對穩(wěn)定。以廣東電力市場為例，截至2023年底，售電公司數(shù)量累計數(shù)量為313家，較2022年底凈增加了29家19,22。其中獨立售電公司是主要經(jīng)營主體，在全部售電公司中約占85%。在各類售電公司中，發(fā)電背景的售電公司參與交易的比例最高，而獨立售電公司和電網(wǎng)背景售電公司參與交易的比例較低。然而隨著售電公司管理規(guī)范加強，未開展實質(zhì)性業(yè)務(wù)的售電公司逐步被清退，獨立售電公司參與交易比例從2021年的32%上升到2023年的54%19,23。從圖表15和圖表16展示的廣東電力市場售電公司交易情況中可以看出19,22,23：發(fā)電背景售電公司用戶中電力大用戶比例較高，因而能夠以約三成的零售用戶數(shù)量占據(jù)約六成的零售電量。發(fā)電背景售電公司在電源方面的優(yōu)勢，能夠幫助其為電力用戶提供更低的售電價格和相對穩(wěn)定的電力來源。2021年到2023年，發(fā)電背景售電公司零售電量占比不斷提升。廣東零售交易結(jié)果顯示，發(fā)電背景售電公司的零售用戶度電單價最低，2022年和2023年分別比市場均價低19元/兆瓦時和8元/兆瓦時。憑借大用戶規(guī)模效應(yīng)帶來的更低的度電管理成本，發(fā)電背景售電公司度電收益在所有類別中最低，2022年和2023年分別比市場均價低7元/兆瓦時和4元/兆瓦時。6020222023元/元/11元/元/圖表15 廣電力市場公市占有情況公司數(shù)量454公司數(shù)量454售電公司參與交易數(shù)量占284313

零售電量(億千瓦時)占比

零售用戶占比0

2021

2022

2023

0

2,9367%7%5%2%64%38%57%49%

2,9882022

3,140100%2023

61%6%61%6%9%3%58%63%40%33%28%

2022

39,416100%2023發(fā)電背景 獨立售電 電網(wǎng)背景 發(fā)電背景 獨立售電 電網(wǎng)背來廣電力交中落基山研究所圖表廣電力市場公司價格和電收益情況零售用戶度電單價元/兆瓦時02022

2023

元/兆瓦時16202022

獨立售電電網(wǎng)背景均價發(fā)電背景2023預(yù)參與零售市場將依然是電力用戶直接參與電力市場的主要方式。零售市場上各類售電公司將繼續(xù)保持多元化發(fā)輸配電價分類歸并，并按電壓等級核定，還原電網(wǎng)物理屬性2023年515（2023-2025需此輪省級輸配電價核定明確了工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成，并首次將以往涵蓋在輸配電價中的上網(wǎng)線損費用以及系統(tǒng)運行費用進行單列。系統(tǒng)運行費用包括抽水蓄能容量費用、煤電容量費用、輔助服務(wù)費用等。根據(jù)此前國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》25（以下簡稱《監(jiān)審辦法》）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》26（以下簡稱《定價辦法》），電力用戶類別由過去的居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、大工業(yè)、一般工商業(yè)用電四類逐步合并為三類，即居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以及工商業(yè)用電（其中包括大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶同電壓等級的工商業(yè)用戶將執(zhí)行相同的價格。過去工商業(yè)用戶分為一般工商業(yè)用戶和大工業(yè)用戶，分別在核算輸配電價時納入了不同的交叉補貼，導(dǎo)致同電壓等級的用戶執(zhí)行不同價格的情況發(fā)生。在新的標(biāo)準(zhǔn)下，一般工商業(yè)用戶和大工業(yè)用戶被統(tǒng)一為工商業(yè)用戶，交叉補貼也得到統(tǒng)一，對電力用戶及其相應(yīng)價格結(jié)構(gòu)進行了進一步完善，有力地提升了價格體系的透明度和公平性。工商業(yè)用戶按照電壓等級和用電容量可選擇執(zhí)行單一制電價或兩部制電價iii?！兜谌O(jiān)管周期通知》規(guī)定用電容量在100千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價；100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或者兩部制電價；315千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價。1?6見圖表（元（元）圖表二三監(jiān)周期各省電網(wǎng)需價比容系數(shù)匯總青海南（一般）上海（一般）0.0 0.5 1.0 系數(shù)（需量電價/電容電價）來源：國家發(fā)展和改革委員會，落基山研究所（需需量電價沒有區(qū)分電壓等10千伏及以下的用戶還是220（需需需（需圖表圖表18 分份容電壓等級差匯總山東山西廣東江蘇山東山西廣東江蘇元/千瓦·）20100

電壓等級（千伏）調(diào)整后的價還對配激勵機電選擇需價進行結(jié)算每千伏安電量達(dá)到260瓦以上當(dāng)需價按核定標(biāo)準(zhǔn)的90%行對電系統(tǒng)來新的需價模式更加準(zhǔn)確地反映了不同電壓等級用需要承擔(dān)的變壓器容量成尤其是針對單位供電容量在當(dāng)利用小時數(shù)高的用（即 在需電費上給予優(yōu)在長期更地電網(wǎng)輸電容量建設(shè)和維護的成本用來一變更將影響電用需量電費的選報策過去采用容量電價劃算的用在新的需量電價結(jié)構(gòu)下能選擇需價比較劃算。系統(tǒng)運行費用實現(xiàn)單列，抽水蓄能電站容量電價和成本回收機制得到明確對系統(tǒng)運行費用進行單列是此輪省級輸配電價核定的亮點之一，本部分重點關(guān)注系統(tǒng)運行費用中的抽水蓄能容量電費，關(guān)于煤電容量電費和輔助服務(wù)費用的內(nèi)容將在后續(xù)章節(jié)展開討論。在2023年5月輸配電價重新核定并單列系統(tǒng)運行費用的同時，國家發(fā)展改革委還核定發(fā)布了抽水蓄能電站容量電價，明確了2021年4月《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》27中關(guān)于抽水蓄能“容量電價納入輸配電價回收”的具體方式。抽蓄電站的成本回收機制得到明確，固定成本將由容量電價進行回收，運行成本由充放電價差進行回收和獲取收益。在已經(jīng)公布的核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價表中28（詳見圖表19），容量電價的均值為507.61元/千瓦，裝機容量的均值為114萬千瓦。有22座電站的容量電價高于均值。容量電價最高的電站是位于安徽的響洪甸電站，裝機容量為8萬千瓦，容量電價為823.34元/口電站，裝機容量為27萬千瓦，容量電價為289.73元/千瓦。48座抽水蓄能電站中，裝機規(guī)模為120萬千瓦的電站最多，有21座。圖表19 抽蓄電站裝機容量容價匯總元/）00 500 1,000 1,500 2,000 3,000 3,500 4,000 抽水蓄能電站累計裝機容量(萬千瓦)

5,500

林河?xùn)|來源：國家發(fā)展和改革委員會，落基山研究所（的抽水蓄能電站年度總?cè)萘抠M用規(guī)模在2023-2025年間都有持（圖表2025抽水蓄能電站容量費用折價約在3-4厘/0.8-1/（圖表21）。圖表20 三監(jiān)周期內(nèi)各省市抽蓄年度容電費匯億元）東北蒙西華北西北華中華東西南南方40東北蒙西華北西北華中華東西南南方30201002023 2024 2025來源：國家發(fā)展和改革委員會，落基山研究所注：四川、云南、廣西、貴州未公布抽蓄年度容量電費山東山西圖表21 分度業(yè)電與抽蓄容電費關(guān)系圖山東山西）遼寧江蘇遼寧江蘇工商業(yè)用電量 抽水蓄能容量電費折價來源：國家電網(wǎng)，中國電力企業(yè)聯(lián)合會，落基山研究所

0.75抽水蓄能容量電費折價（分/千瓦時）0.50抽水蓄能容量電費折價（分/千瓦時）0.250.750.500.252023112204年1330確定：2024-2025（圖表即每年每千瓦100元165元發(fā)電側(cè)容量電價水平，即固定成本回收比例，與所在省網(wǎng)可再生能源產(chǎn)銷情況有關(guān)。本次容量電價為每年每千瓦165元7個省網(wǎng)，與可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重前7位的省區(qū)高度重合（除河南外均位列前7位）：四川、云南、青海責(zé)任權(quán)重達(dá)70%，湖南、廣西、重慶均超過40%（圖表23.a）。就河南而言，雖然其消納責(zé)任權(quán)重不突出，但其煤電角色轉(zhuǎn)型速度較快，數(shù)據(jù)顯示，河南火電利用小時數(shù)僅高于西藏和東北三?。▓D表23.c），較全國均值偏低約20%。圖表22 各省電容價和容電費折價發(fā)電側(cè)收益 用戶側(cè)費用分?jǐn)?用戶側(cè)費用分?jǐn)偸〖夒娋W(wǎng) 2024-2025年容量電元/千） 2024年1月煤電容量電費折元/千瓦） 2024年2月煤電容量電費折元/千瓦）北京1000.0095810.013798天津1000.01230.0172冀北1000.01470.0221河北1000.01950.0271山西1000.0142740.015273山東1000.01900.0225蒙西1000.01390.0137蒙東1000.0116510.012280遼寧1000.0114210.003450吉林1000.021760.032494黑龍江1000.0160000.016000上海1000.01420.0173江蘇1000.01580.0225浙江1000.01400.0255安徽1000.02100.0205福建1000.01610.0212江西1000.016080.01881河南1650.0367750.037298湖北1000.01800.0254湖南1650.037080.04862重慶1650.0286210.034697四川1650.00750.0090陜西1000.01970.0216新疆1000.0151080.017263青海1650.0046760.004634寧夏1000.01240.0137甘肅1000.0122790.013358深圳100--廣東100--云南165-0.006006海南100--貴州100--廣西1650.02300.028021來源：國家發(fā)展和改革委員會，各省級電力公司，北極星電力網(wǎng)，落基山研究所圖表23 各省容量電費折容量電費折占比可再生能源消納責(zé)任權(quán)重電電占比電利用小時數(shù)布示意圖）河南重慶廣西湖南云南青海四川河南重慶廣西湖南云南青海四川0.2）云南 云南 青海 四川0.25）

0.3

0.4

0.5廣西 湖南 重慶廣西湖南重慶0.50 0.75

0.6 河南 河南云南 河南 廣西青海 湖南四川 重慶 云南河南廣西青海湖南四川重慶3,000 3,500 4,000

4,500

5,000青海四川廣西重慶河南 湖南）青海四川廣西重慶河南 湖南0.01年1）

0.02 0.03青海 四川 廣西重慶 湖南 河南青海 四川廣西重慶湖南河南0.025 0.050 0.075來源：國家發(fā)展和改革委員會,中國電力企業(yè)聯(lián)合會,各省級電力公司,北極星電力網(wǎng),落基山研究所全體工商（圖表1/在披露信息的2820241250%。在28以2024年1月為例（163?0%～5?0%處于2.0%3.0%和5.0%～6.0%兩個區(qū)間內(nèi)的省網(wǎng)各有48.016%。（圖表23.d圖表33火電發(fā)電量占全部發(fā)電量的比例普遍接近或高于圖表23.（煤圖表22（如2月春節(jié)期間個披露1210個省網(wǎng)升幅超過30%。2024100元302024100元的容31（蘇等（如煤電（如抽蓄格結(jié)構(gòu)與收益模式也趨于一致。（3-5202465“電能量20232,3，2024年2國家層面對輔助服務(wù)市場進行統(tǒng)一規(guī)范的交易和價自從201835（調(diào)峰、調(diào)頻、備用三種輔助服務(wù)的價格計算方式和價格上限得以明確：2022年320億元3在202325億3調(diào)峰（K值是用于衡量發(fā)電單元響應(yīng)AGCKK值的乘原則上調(diào)頻里程出清價格上限不超過每千瓦0?10.04-0.2元的區(qū)間38,39,4部分省份參與電能量市場交易的上網(wǎng)新能源電量分?jǐn)傎M用有望下降：此次《通知》中明確規(guī)定調(diào)峰服務(wù)的理論價格上限為當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價，將避免上述這種價格倒掛情況的發(fā)生，降低參與電能量市場交易的上網(wǎng)新能源電量的分?jǐn)偝杀?。但與此同時，新能源也將面臨電能量市場交易價格存在較高不確定性的風(fēng)險（見下一條關(guān)于新能源參與電力市場部分）。儲能在輔助服務(wù)市場中收益受限，應(yīng)更積極參與現(xiàn)貨市場：對于已經(jīng)開展連續(xù)運行現(xiàn)貨市場地區(qū)而言，若現(xiàn)貨市場的限價確實能進一步放開以引導(dǎo)激勵調(diào)峰行為，儲能資產(chǎn)有望利用更大峰谷差來獲取更高利潤。對于無現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)或時段，調(diào)峰服務(wù)的限價有可能降低儲能的相關(guān)收益。在調(diào)頻服務(wù)市場中，價格上限同樣會限制儲能資產(chǎn)在調(diào)頻服務(wù)市場中的收益，除此以外，根據(jù)國際經(jīng)驗，調(diào)頻服務(wù)的供給增速一般高于調(diào)頻服務(wù)的需求增速，因此調(diào)頻服務(wù)市場更易飽和從而導(dǎo)致價格下行。程度更高的價格沖擊2030年新能源全面參與市場交易”國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，20234368454.32022346538%。iv包括綠電交易是新能源參與市場化交易的主部分地區(qū)對新能源項目參與省內(nèi)中長期交易和省間電力交易的交易電量提出了限制：省2023年和2024年都要求集中式光伏發(fā)電和風(fēng)電綠電年度交易電量不超過900小時和1800小時44,45（約占總發(fā)電量的75%）。20242024年蒙西地區(qū)可再生202432007電力市場相關(guān)成員共同承擔(dān)收購責(zé)任。20242023202324）。圖表24蒙西、新疆和寧夏電網(wǎng)風(fēng)電和光伏優(yōu)先發(fā)電量利用小時電網(wǎng)2024年2023年2022年蒙西初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電53（30028（折算利用小時數(shù)20002000初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時（折算利用小時數(shù)250小時），領(lǐng)跑者項目26億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價收購；低價項目1500小時以內(nèi)電量按照競價價格執(zhí)行。、初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計5502000按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算；低價項目2000小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計4501500按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算；低價項目1500初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計11002000小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電90015001500小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算。新疆148.826.42非平價風(fēng)電項目保量保價優(yōu)先發(fā)電利用小時1330142.472.574.310.93800小時（其中，列入第一批發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)100），67.33178.216.43非平價風(fēng)電項目保量保價優(yōu)先發(fā)電利用小時1600171.78109.08國家示范光熱項目實行全額保障收購，計4.920.93小時（其中，列入第一批發(fā)電側(cè)光伏儲100），計劃電量103.23億千瓦時。79.345.95240026.621900、180046.77440小時。56.712.2629.631500、1350小時；非保障性光伏24.82億千280加100小時。寧夏風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電計劃55.35億千瓦時58.75占75占風(fēng)來源：內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局,新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)展和改革委員會,寧夏回族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會,落基山研究所整理70.3870.38/0.4207/202320242023（圖表25 南省全容量并網(wǎng)新能源行燃煤電基準(zhǔn)價電量比例全容量并網(wǎng)時間2021/1/1-2023/7/312023/8/1-2023/12/312024/1/1-2024/6/302024/7/1-2024/12/31光伏發(fā)電100%80%65%55%風(fēng)電60%50%45%來源：云南省發(fā)展和改革委員會,落基山研究所整理2024圖表2024青海夏電價格峰浮動比例青海：峰-上浮≥63%其他電源：峰-上浮谷-下浮寧夏新能源：峰-上浮≥30%谷-下浮≥30%煤電：峰-上浮≥50%谷-下浮≥50%來源：青海省能源局,寧夏回族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會,落基山研究所整理以已經(jīng)正式運行和連續(xù)結(jié)20241試行征求意見稿）對較小。但對于參與現(xiàn)貨市場的新能源項目，無中長期持倉要求，結(jié)算受現(xiàn)貨加權(quán)均價影響較大。?蒙西和甘肅新能源項目整體入市比例較高，但對于參與現(xiàn)貨市場的新能源項目有高比例中長期持倉要求，并且設(shè)置了風(fēng)險防范補償回收機制，減少了現(xiàn)貨市場價格波動對新能源項目收益的影響。202212220kV202420241202311試行中提出新能源項目可同時參與現(xiàn)貨市場和綠圖表地新能源參電現(xiàn)貨市場比參與方式參與電量交易模式山西）平價、扶貧等未入市的新能源場站，可自愿選擇參與市場。選擇入市后，不得退市，并需同步參與中長期市場、現(xiàn)貨市場、市場運營費用的分?jǐn)偱c返還?！爸虚L期合約僅作為結(jié)算依據(jù)管理市場風(fēng)險、現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價”山東V“報量報價”按自愿原則選擇全電量報量報價電量比例按照政府批復(fù)價格結(jié)算。全電量競價模式廣東“報量報價”。）蒙西“報量報價”電量參與現(xiàn)貨市場。設(shè)置新能源風(fēng)險防范補償回收機制甘肅“報量報價”設(shè)置風(fēng)險防范補償回收機制來源：各省電力交易中心,落基山研究所整理預(yù)計短期內(nèi)部分地區(qū)在相關(guān)價格機制上依然會利用中長期市場合約作為風(fēng)險中公布內(nèi)容2023202389628.644.52.51.8%2023500（見圖表2820232023年底累計(萬千瓦) 2023新增(萬千瓦)省份 集中式 分布式 總計 集中式 同比 分布式 同比 總計增幅 增幅河南637.43093.693731.098.61.37%1389.4981.53%1398.09江蘇1155.82772.243928.04202.521.24%1217.0478.26%1419.54山東1593.754098.765692.51344.0527.53%1078.5635.71%1422.61安徽1285.921937.143223.06222.1220.88%846.8477.67%1069.06浙江667.052689.583356.6353.658.75%764.0839.68%817.63河北3023.852392.595416.441029.7551.64%531.3928.55%1561.14江西981.071012.071993.14285.9741.14%505.3799.74%791.24湖南399.23852.531251.76113.1339.54%502.73143.72%615.86福建44.16830.37874.534.9612.65%404.5795.01%409.63湖北1749.2738.092487.29773.679.29%397.99117.02%1171.59山西1824.08666.372490.45567.0845.11%227.6751.90%794.75遼寧521.48436.18957.66140.1836.76%216.8898.90%357.06陜西1825.7466.362292.0663252.94%143.8644.61%775.86天津299.17190.37489.54177.47145.83%91.4792.49%268.94上海39.79249.64289.4315.7965.79%78.7446.07%94.63黑龍江396.1168.8564.929.27.96%60.455.89.6重慶87.8571.8159.6533.6562.08%56.7375.50%90.35寧夏2011.54125.032136.57519.9434.86%32.8335.61%552.87吉林340.13119.65459.7845.5315.45%27.6530.05%73.18甘肅2414.8103.982518.781103.984.21%18.4821.61%1122.38四川522.8250.75573.57349.82202.21%17.5552.86%367.37北京5.1103.31108.4100.13.1114.53%13.11青海2520.9819.232540.21715.4839.63%3.5322.48%719.11西藏251.515.09256.675.6142.98%2.89131.36%78.5新疆2877.5917.982895.571437.2999.79%-8.92-33.16%1428.37來源：國家能源局,落基山研究所380分布式光伏發(fā)展受接入容量限制2023660除上述6200（分布式光伏已無新增接入空間。3010隨著省級現(xiàn)貨市場的推進，各省調(diào)整峰谷格外關(guān)注。20231117202410:00-15:00513征求意見，將中午的低谷時段減少為兩小時，12:00-14:00，盡管光伏發(fā)電時段對應(yīng)的低谷時長降低了，但整體上分布式光伏收益有所降低。長期趨勢來看，峰谷電價的調(diào)整將不利于分布式光伏。5202360量市場收益將愈發(fā)重要內(nèi)蒙古：電能量市場交易收益+容量收益的收益模式（暫行納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站享受容量補償，補償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計算，補償上限暫按0?35元/10如有容量市場或容量電價相關(guān)政策出山西：新型儲能參與電力現(xiàn)貨市場與調(diào)頻市場交易V14因現(xiàn)貨市場與調(diào)一次調(diào)頻市場需求為日新能源場站預(yù)測最大出力的105-10元/MW49均價支付。2023年全省電力廣東：獨立儲能參與電力中長期、現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場交易廣東省為促進新型儲能發(fā)展，出臺了包括促進其進入電力市場交易、新能源配建儲能等多種措施。2023年，廣東省發(fā)展改革委和能源局發(fā)布文件推進新能源發(fā)電配建新型儲能。按照分類實施的原則，2022年以后新增規(guī)劃的海上風(fēng)電項目以及2023年7月1日以后新增并網(wǎng)的集中式光伏電站和陸上集中式風(fēng)電項目，按照不低于發(fā)電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能50。在推進新型儲能參與電力市場方面，2023年，廣東省能源局印發(fā)《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案的通知》，對獨立儲能、電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能均提出了不同的電力市場參與方式。跟內(nèi)蒙古、陜西相似，獨立儲能電站作為獨立主體參與電力中長期、現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場交易。參與電能量交易時，在充電時購買電量，在放電時段出售電量。獨立儲能參與現(xiàn)貨市場交易，獨立進行現(xiàn)貨電量交易申報，現(xiàn)貨市場充放電價格均采用所在節(jié)點的分時電價。獨立儲能按照南方區(qū)域輔助服務(wù)交易規(guī)則相關(guān)規(guī)定，報量報價參與區(qū)域調(diào)頻、跨省備用等輔助服務(wù)市場交易。電源側(cè)儲能電站聯(lián)合發(fā)電企業(yè)作為整體參與電能量市場和輔助服務(wù)市場，其交易模式與電網(wǎng)側(cè)獨立儲能類似。用戶側(cè)儲能電站聯(lián)合電力用戶作為整體參與電能量市場和需求響應(yīng)市場，參與批發(fā)(中長期、現(xiàn)貨)或零售電能量交易，根據(jù)峰谷價差削峰填谷降低購電成本。用戶側(cè)儲能聯(lián)合電力用戶，參與日前邀約需求響應(yīng)等交易品種，按照市場競價出清價格和有效響應(yīng)容量獲得需求響應(yīng)收益。新疆：電能量市場+容量補償+調(diào)峰輔助服務(wù)的收益模式2023年5月，新疆發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于建立健全支持新型儲能健康有序發(fā)展配套政策的通知》，對新型儲能建立了參與電能量市場、容量補償（或容量租賃）和調(diào)峰輔助服務(wù)的收益模式。新疆獨立儲能以獨立身份全部或者部分容量參與電力市場中長期交易或現(xiàn)貨交易以及輔助服務(wù)市場，但當(dāng)前新疆新疆對建成并網(wǎng)的獨立儲能電站實施容量補償，但補償規(guī)模較內(nèi)蒙古小而且逐年快速遞減。2025年底前，補償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計算，2023年暫定0.2元/千瓦時，2024年起逐年遞減20%（即2024年補償標(biāo)準(zhǔn)0.16元/千瓦時、2025年補償標(biāo)準(zhǔn)0.128元/千瓦時），補償所需資金暫由全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)?。對于容量租賃，支持獨立儲能項目通過出售、租賃調(diào)峰容量等共享服務(wù)回收建設(shè)成本，但對應(yīng)容量不再享受容量電價補償；發(fā)展改革委按年度發(fā)布容量租賃參考價格（2023年參考價暫定300元/千瓦·年）。新能源企業(yè)和共享儲能項目企業(yè)根據(jù)當(dāng)年租賃參考價簽訂10年以上長期租賃協(xié)議或合同。在調(diào)峰輔助服務(wù)方面，在全網(wǎng)棄風(fēng)棄光時段根據(jù)調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，具體補償標(biāo)準(zhǔn)為0?55元/千瓦時，其放電量按照0?25元/千瓦時結(jié)算，不再享受容量電價補償，電網(wǎng)企業(yè)在同等條件下確保優(yōu)先調(diào)用儲能設(shè)施。電能量市場將是獨立儲能收益的最重要來源，輔助服務(wù)和容量收益預(yù)期有不確定性中長期和現(xiàn)貨市場一是二是2024年230.015三是1122小時系統(tǒng)的配2023年綠電和綠證市場保持快速擴容狀態(tài)。交易量方面，2023年全國綠電交易量為685億千瓦時，同比增長278%，其中國網(wǎng)地區(qū)611億千瓦時，同比增長327%51。2023年1-7月全國綠證交易量為2617萬個52，較2022年全年綠證交易量增長170%53。價格方面，國網(wǎng)地區(qū)2023年綠電的環(huán)境價值均價為6.5分/千瓦時；南網(wǎng)地區(qū)綠電價格元/個略微上升2023年8月起，每張平價綠證價格較前七個月下降了9-10元57。 +278%0.23%0.34% 87181685800700600億千瓦時500億千瓦時4003002001000

2022

1.40%1.20%1.00%0.80%0.60%0.40%0.20%0.00%

3,0002,5002,0001,5001,0005000

+170%+170%969622022

90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%全國綠電交易量 來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會,水電水利規(guī)劃設(shè)計總院,落基山研究所

綠證交易量 綠電交易對應(yīng)綠證占比%2023年8修訂稿)582022“市場主體應(yīng)分別明確電能量價格與綠色電綠證地位進一步提升，是綠電環(huán)境價值的唯一代表。20238。1044（含分散式風(fēng)電和海上風(fēng)電）、太陽能60發(fā)電（含分布式光伏發(fā)電和光熱發(fā)電）、常規(guī)水電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)崮馨l(fā)電、海洋能發(fā)電等已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項目，增加了集中競價交易方式，強化了綠證角色和地位，明確了綠證是可再生能源電量