2024-05-23-落基山研究所-2024电力市场化改革与电价体系洞察_54页_1mb

2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势总结

核心内容概览

2024年电力市场化改革与电价体系的演变，标志着我国电力市场建设进入新阶段。本报告围绕电力市场建设、电价体系完善、市场主体多元化以及价格机制优化等维度，总结了十大关键趋势，涵盖现货市场、分时电价、电力零售市场、输配电价、容量电价、辅助服务市场、新能源交易、分布式光伏发展、独立储能参与及绿电与绿证市场等。

主要观点与关键信息

电力现货市场建设全面提速

• 23个省级现货市场已启动试运行，部分省份如山西、广东已转入正式运行。
• 现货市场通过发现电能量价格，对分时电价和中长期交易价格形成具有指导作用。
• 现货价格与竞价空间高度相关，新能源出力显著影响价格峰谷形态。
• 分时电价动态调整加快，部分省份如山东、安徽、浙江等调整了尖峰、深谷时段划分及浮动比例，以更贴合现货价格波动。
• 各省分时电价浮动基数组成存在差异，部分省份如广东、浙江、江苏等已将输配电价、线损费用、系统运行费用等纳入浮动基数，为用户提供了更透明的价格信号。

电力零售市场建设加强

• 电力零售市场用户范围扩大，多元市场主体（如售电公司、虚拟电厂等）参与度提升。
• 零售市场交易方式多样化，主要包含固定价格类、市场联动价格类、价格传导类、价差分成类等。
• 广东省等省份推动低压用户直接参与市场交易，为未来扩大用户参与范围提供经验。
• 售电公司数量稳定，其中发电背景售电公司占比高，独立售电公司承担了大部分中小用户，提升了市场多元化。

输配电价与系统运行费用单列

• 输配电价按电压等级核定，还原电网物理属性，提升价格透明度。
• 线损费用与系统运行费用在电费中单列，工商业用户可更清晰了解成本构成。
• 两部制电价中，需量电价比容量电价提高，引导用户优化容量配置。
• 容（需）量电价按电压等级分级，促进增量配网等新兴市场的发展。

容量电价机制建立

• 煤电容量电价机制出台，从2024年起，煤电收益由“电量电价+容量电价”构成，支撑其向调节功能转型。
• 抽水蓄能容量费用单列，部分省份如甘肃、云南等已明确相关费用标准。

辅助服务市场机制规范

• 电力辅助服务市场价格机制更加规范，调峰、调频、备用等服务的交易规则、价格上限和分摊方式逐步统一。
• 现货市场未连续运行区域，辅助服务费用不向用户侧疏导，避免用户侧承担过高成本。

新能源市场化交易规模扩大

• 集中式新能源全电量参与现货市场，部分省份如山西、山东、广东等已实现这一模式。
• “报量报价”电量持续减少，新能源收益在现有规则下有保障，但面临更市场化价格的冲击。
• 分布式光伏发展超预期，需关注电网接入与上网价格政策变化。

独立储能探索市场参与模式

• 独立储能逐步从“报量不报价”转向“报量报价”，在现货市场和辅助服务市场中发挥更大作用。
• 独立储能电能量市场收益将成为关键，有助于提升其经济性。

绿电与绿证市场持续扩容

• 绿电交易量与绿证交易量短期供需宽松，但长期仍需关注绿色电力的市场机制建设。
• 各地绿电零售套餐环境价值设定不同，部分省份如广东、浙江等已明确绿电交易机制。

电力市场发展趋势展望

• 现货市场结算方式将逐步统一，用户侧也将引入节点/分区价格机制，提升价格发现功能。
• 分时电价政策将更加精细化，与现货市场价格波动更加匹配，引导用户优化用电行为。
• 零售市场将向更多用户开放，售电公司需提供更专业化服务，提升市场竞争力。
• 电力价格传导机制进一步完善，批发市场价格波动将更有效传导至终端用户。
• 新能源与储能将更深度参与电力市场，推动电力系统低碳转型。

市场参与建议

• 电力用户应密切关注分时电价与现货价格的匹配性，合理安排用电时段。
• 售电公司需提升交易与服务能力，增强市场竞争力。
• 新能源项目需关注市场规则变化，提升参与灵活性与收益能力。
• 独立储能和虚拟电厂等新兴市场主体应优化参与策略，提高市场响应能力。
• 市场参与者应积极应对价格波动与政策变化，提升市场适应性与风险管理能力。