【落基山研究所】2024电力市场化改革与电价体系洞察_54页_1mb

分析总结

一、

二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态

• 国家发展改革委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》。
• 山西、广东现货市场转入正式运行；山东、甘肃等省现货进入长周期结算试运行。
• 现货价格特性与新能源渗透率相关，午间低谷时段现货价格显著低于平均值。

二、

分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显

• 全国33个省级电网颁布分时电价政策，近一年调整频次增加。
• 山东因现货价格波动动态调整峰谷时段及浮动比例。
• 部分地区分时电价浮动基数包括输配电价、政府性基金等，组成为动态化。

三、

省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势，批零价格有效传导是发展方向

• 2023年扩大工商业用户直接参与电力市场范围，推动10千伏以下用户入市。
• 电力零售合同类型多样化：固定价格类、市场联动价格类、价格传导类。
• 广东售电公司数量增加，发电背景型企业主导市场。

四、

输配电价回归电网业务成本，线损费用和系统运行费用在电费中单列

• 《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确输配电价按电压等级核定，系统运行费用单列。
• 容量电价机制按电压等级分级实施，需量电价比容量电价提髙。

五、

煤电容量电价机制出台，重构发用电双方电费结构，支撑煤电角色转型

• 2023年11月发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，从2024年起实施。
• 容量电价基于成本法，与可再生能源消纳责任相关联，用户侧费用分摊按工商业用电量进行。

六、

辅助服务市场价格机制得到规范，新能源和储能主体或需调整市场策略

• 《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》明确调峰、调频、备用市场规则。
• 调峰上限设于平价新能源项目电价，防止新能源倒挂补貼。

七、

新能源市场化交易规模增加，“报量报价”电量继续走低，新能源项目收益在现有市场规则设计下有保障，但长期面临市场化程度更高的价格冲击

• 2023年新能源市场化交易电量高达6845亿千瓦时，占总发电量47.3%。
• 全面市场化的目标推动新能源参与现货市场，部分地区优先发电小时数不断减少。

10、**

绿电与绿证市场持续扩容，短期内供需关系较为宽松

• 绿证核发范围扩大，绿电与绿证市场维持供大于求态势。
• 广东、浙江等省绿电交易电能量价格稳中有降，绿证价格降幅明显。
• 售电公司、零售市场等渠道参与绿电交易日益普遍。