电力深度报告：中欧电力市场改革进程对比暨统一电力市场建设可能路径探析-20231024-上海东证期货-50页_3mb

中欧电力市场改革进程对比及统一市场建设路径探析

核心内容概述

本报告对比分析了中国与欧洲电力市场的发展现状、改革路径及统一市场建设的可能方式，旨在为我国统一电力市场建设提供借鉴。中国电力市场正处于改革深化阶段，已初步形成多主体、多品种、多周期的交易体系，但市场机制仍需完善。欧洲电力市场建设相对成熟，已实现高度市场化运作，具备统一电力市场建设经验。

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主要观点与关键信息

中国电力市场建设进度

1. 市场架构：我国电力市场为输电侧统一管控，发电、配电和售电侧不同程度放开，形成计划与市场并存的体系。
2. 交易体系：包含多主体、多品种、多周期交易，中长期交易占比约80%，现货市场正在从试点向全国推广。
3. 市场化程度：电价正向市场化定价迈进，目前处于“管住中间，放开两头”的阶段。
4. 市场参与主体：涵盖电力用户、售电公司、发电企业、储能企业等，交易量持续增长。
5. 电力交易中心：全国共有33个省级电力交易中心和2个区域交易中心，交易机构基本实现独立运行。

欧洲电力市场发展特点

1. 市场化程度高：发用电侧主体均进入市场，形成高度竞争格局。
2. 统一市场机制：建立了NEMO和RCC等协调机构，实现跨区域电力市场互联。
3. 现货市场成熟：通过日前、日内市场机制实现电力资源的灵活调配，价格机制完善。
4. 辅助服务市场：调峰、调频等服务市场化程度高，费用传导机制健全。
5. 容量市场机制：通过显性拍卖与隐性拍卖结合，保障系统安全与备用容量。

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细分电力市场发展情况

中长期市场

• 已普遍建立，但交易时段细化和市场衔接仍需加强。
• 2023年上半年中长期交易占比达79.78%，覆盖全国大部分地区。
• 交易方式包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等，市场化程度逐步提升。

现货市场

• 由试点向全国推广，价格机制仍需完善。
• 山东、山西、广东等地区已实现常态化运行。
• 存在“伪双边模式”，用户侧参与度较低，报价由发电侧单边竞争形成。

辅助服务市场

• 调峰、调频为主要产品，费用增长迅速。
• 2023年上半年辅助服务费用同比增长近三倍，占电费比例上升至1.9%。
• 市场激励不足，需通过分类别、分时段机制体现产品价值。

容量市场

• 各地区发展差异大，尚未建立统一机制。
• 山东等地区已有容量补偿机制，但全国性政策指引仍需完善。
• 容量电价主要由政府核定，部分省份尝试市场化拍卖。

售电市场

• 售电侧逐步放开，但盈利空间有限，需通过电价形成合理盈利机制。
• 售电公司数量和盈利情况存在较大波动，市场机制仍需完善。

省间市场

• 以中长期交易为主，现货市场耦合尚不成熟。
• 2022年省间交易占比19.7%，未来有望进一步提升。
• 南方区域电力市场进展较快，但区域性市场建设仍需评估其必要性。

绿电与绿证市场

• 绿电交易持续扩容，但规模偏小，仅占电力市场交易总量的1.68%。
• 绿证市场供需双侧待拓展，已纳入国际认可体系。
• 绿证与绿电交易机制存在割裂，需加强市场衔接。

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统一电力市场建设路径探析

建设路径

1. 参考欧洲经验：通过互联电网建设、区域性协调机构设立、市场化交易机制完善等方式推进。
2. 两种模式：
   • 余量模式：省内出清后的盈余电力进行交易，适合新能源消纳需求大的地区。
   • 容量耦合模式：仅耦合容量，适合区域性市场发展，未来可逐步扩展。
3. 市场结构：逐步实现输配电价合理化、市场主体职能明确化、市场机制统一化。

对我国的启示

1. 顶层政策引导：政策应起到核心作用，推动市场机制完善。
2. 日前市场为核心：统一现货市场需以日前市场为基础。
3. 容量耦合机制：建立容量市场是关键，需统一政策指引。
4. 市场主体职能落实：需真正落实各层次市场主体的职责。
5. 输配电价支撑：合理的输配电价是跨区域交易的支撑。

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风险提示

1. 电力市场发展不及预期：市场机制不完善可能影响改革进程。
2. 政策面不及预期：政策支持不足可能阻碍市场统一。
3. 新能源波动性：对现货市场预测和出清机制提出更高要求。
4. 市场激励不足：辅助服务市场仍需完善补偿机制，提升市场活力。

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未来展望

1. 统一市场建设加速：2025年和2030年为初步建成和基本建成时间节点。
2. 市场机制优化：需细化交易时段、完善价格机制、增强市场衔接。
3. 绿电与绿证融合：绿证有望实现国际互认，绿电交易规模将持续扩大。
4. 储能市场发展：供需两旺，盈利机制待完善，未来或成为统一市场的重要支撑。
5. 售电侧全面放开：需通过电价机制形成合理盈利空间，推动市场健康发展。