电力行业：我国电力市场建设现状、挑战及思考

2023年3月29日我国电力市场建设现状、挑战及思考韩放 CONTENTS目录21电力市场建设运行情况3电力发展基本情况4电力市场建设面临的挑战完善市场建设的几点思考 cUfX8YcU8YeW8YbW8V7NdN9PnPqQnPpMfQqQsOlOnPsM6MmNsRMYnRxOuOmQyR我国电力发展基本情况12 1、全国发电装机容量12.7亿千瓦，49.6%全国全口径非化石能源发电装机容量占比3.65亿千瓦风电并网发电装机容量3.9亿千瓦光伏发电并网装机容量25.6亿千瓦截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，火电13.3亿千瓦，水电4.1亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦（其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦）；并网太阳能发电3.9亿千瓦。水电, 16.1%煤电, 47.0%燃气, 5.0%核电, 2.2%风电, 14.3%太阳能发电, 15.3%3电力行业绿色低碳转型成效显著。 2022年，全国全口径发电量为8.69万亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，全口径非化石能源发电量3.15万亿千瓦时，同比增长8.7%，占总发电量的比重为36.2%。风光发电量合计1.19亿千瓦时。煤电装机11.2亿千瓦，占比43.75%；煤电发电量5.077亿千瓦时，占比58.3%。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。42、全国发电量 正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右。正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候，预计全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦。55、2023年电力供需预测 预计2023年全国新增发电装机规模达到2.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至52.5%左右。太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。6 电力市场建设运行情况27 82015年9号文发布以来，电力市场建设取得显著成绩。国家发改委相继发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）以及《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），电力市场建设进入了加速推进的新阶段。中央深改委第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，为下一步深化电力市场体系建设指明了方向。随着新型电力系统加快构建，发用电计划进一步放开，电力市场交易规模不断扩大，加之一次能源价格波动等因素影响，电力市场建设和运营呈现一些新的特点。 91、市场规模逐步扩大，市场化程度提高市场交易电量规模大幅增加2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60%，同比提高15.4个百分点。省内交易电量合计为42181亿千瓦时，占比80%。省间交易电量合计为10362亿千瓦时。绿电交易电量228亿千瓦时。绿证交易969万个。煤电交易电量超过4万亿，交易价格0.449元/千瓦时。较全国平均基准价上浮18%。 北京、广州电力交易中心组织完成市场交易电量为10362亿千瓦时。其中：北京电力交易中心组织完成省间交易电量9609亿千瓦时，广州电力交易中心组织完成省间交易电量753亿千瓦时。 2、市场主体显著增加且逐步成熟112021年10月，按照国家政策要求，各地取消工商业用户目录电价，工商业用户通过直接从市场购电或由电网公司代理购电方式全部进入市场。截至2022年底，我国各电力交易平台累计注册市场主体579027家。其中：发电企业26386家，电力用户547895家，售电公司4708家。发电企业2.64万54.79万电力用户4708售电公司电网企业38全部市场工商业用户将进入市场改革前改革后未进入市已进入,44%全部进入市场,100% 市场主体参与市场能力逐步提高各类主体市场参与度和能力不断提升，对于交易规则的理解更加透彻，在中长期市场、现货市场使用不同交易品种和机制，根据实际情况调整合同、减少偏差、争取收益，有序参与市场交易。市场主体“盯盘操作、分毫必争”，通过盯天气、抓时机、定策略等方法，努力争取市场收益。售电公司通过建立科学有效的经营体系、丰富多样化的服务项目、提升精细化管理水平，提升竞争实力。电力用户充分结合自身用电特性，调节用电行为，甄选零售套餐，降低用能成本。 市场主体参与市场能力逐步提高2022 年11月，中电联举办了全国电力行业职业电力交易员技能竞赛。发电企业、售电公司、大用户等市场主体积极参与。竞赛自启动之日起，就得到行业内单位广泛关注并踊跃参与，全国共有91支参赛队伍、273名参赛选手参加了比赛。比赛在疫情防控形势下创新办赛模式，分为初赛和决赛两个阶段，初赛阶段通过线上开展，决赛阶段采取“线下分点集中+线上同时开赛”的创新模式，是近年来中电联主办的参赛队数量和参赛人数规模最大的一届竞赛。 通过竞赛，涌现了一批技术能手，26只队伍获得团体奖项，21 名选手获得“电力行业技术能手”荣誉称号。49 名选手“电力行业优秀技能选手“称号。选手们在竞赛过程中表现出了较高的政策水平和交易能力。。 3、交易模式和交易品种日益丰富从交易品种上看，电力交易已形成电能量交易、辅助服务交易等多交易品种。同时为促进清洁能源发展，开展清洁能源替代交易、绿色电力交易、绿色电力证书交易等市场化交易品种。从覆盖地理范围上看，分为省内市场和省间市场。从交易周期上看，中长期市场覆盖多年、年度、多月、月度、月内交易，交易频次的提升更好地满足了市场主体灵活响应供需变化和清洁能源消纳的需求 电力市场多元价值电能量价值可靠性价值灵活性价值绿色环境价值电能量市场（按时间划分）•中长期市场（长期、年、月、月内）•现货市场（日前、日内、实时）•容量补偿机制•容量市场•稀缺电价•调频市场•备用•爬坡•转动惯量市场•绿电•绿证市场省间、省内中长期交易定期开市，山西等省开展中长期连续运营。山西等6家第一批现货试点省开展结算试运行。各区域均开展；除西藏外，各省均已开展调峰/调频辅助服务绿电交易，2022年结算228亿千瓦时，平均溢价3-5分。山东正在试点建立容量补偿机制。合同交易电量2004亿千瓦时，省内1908亿千瓦时，省间96亿千瓦时。 夯实保供稳价基本盘中长期交易电量占总交易电量的比重维持在90%以上。在保障电力供应、稳定价格方面充分发挥了“压舱石”和“稳定器”的作用。缩短交易周期，灵活响应市场主体需求。月内交易周期不断缩短，最小交易周期由月、旬（周）缩短至日（多日）。通过向连续运营推进，中长期交易结果更加贴近实际运行，形成了分时段的交易机制和价格信号改变以往只确定电量电价的方式，中长期交易明确电力曲线，引导市场主体发现电力的真实价格。中长期市场向连续运营目标推进，有效发挥稳定市场预期的基础作用4、电力市场建设步伐加快 现货市场建设稳步推进首批8个电力现货试点，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃均已启动连续结算试运行，第二批6个试点也陆续开展了模拟试运行。现货市场建设稳步推进，初步建立反映实时电力供需的价格机制初步建立反映实时供需的价格机制各试点省现货市场形成了初步反映实时供需的市场价格信号，价格波动符合电力供需规律，能够一定程度上反映电力不同时段的价值。价格信号引导用户主动移峰填谷现货带时标的价格引导用户主动参与调峰。 辅助服务市场逐步完善，通过市场化手段提升系统调节能力（1）调峰市场逐步与现货市场融合根据国家发展改革委、国家能源局相关要求，在现货开展期间，调峰辅助服务市场与现货市场融合运行。部分省份已建立现货运行期间融合运行、非现货运行期间常态化启动的市场机制。（2）参与主体从发电厂扩展为各类并网主体在辅助服务提供方引入用电侧主体，如负荷聚合商、可中断负荷、虚拟电厂、电储能等，提供调峰、调频、备用等辅助服务，部分地区根据国家政策要求，将电力用户纳入了辅助服务费用分担的主体。调峰辅助服务市场融合，通过现货价格信号引导和激励火电机组，新能源参与启停调峰辅助服务费用分摊。 5、新能源市场化消纳机制建设积极推进当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右。全国有1/3的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源市场化消纳主要以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，市场交易机制各有特色。 电力市场建设面临的挑战321 近年来，火电发电量增长滞后于全社会用电量增长，但发电量占比依然超过60%。在全社会用电需求仍保持中高速增长情景下，火电在保障电力供应方面仍然发挥重要作用，需要推动常规电源向调节性电源转型。当前电力系统峰谷差拉大、最高负荷增速高于用电量增速，而系统顶峰调节发电能力建设相对滞后，需要出台相关政策和市场机制引导保障性和调节性电源的投资。一次能源价格上涨、运行调节成本上涨如何疏导。挑战一：如何促进发挥火电机组保供支撑作用 挑战二：如何促进新能源消纳和高水平发展电力市场中，新能源如何参与市场。新能源电站承担了大部分市场运营分摊费用。与火电的自主控制出力曲线相比，新能源更多是“靠天吃饭”。无论签订何种交易曲线，对新能源都存在较大的偏差考核或结算风险。 新能源逐步大规模入市面临的问题1新能源由保障性收购向市场化消纳过渡缺乏明晰的路径各地新能源参与市场规模的确定方式不尽相同。各地对新能源参与市场缺乏统一标准和明晰路径，给电力市场建设和新能源项目投资带来了不确定性。2高比例新能源下的系统调节成本缺乏合理有效的疏导机制现行的辅助服务市场机制成本疏导不畅，系统调节费用主要在发电侧分摊，缺乏向用户侧疏导的机制，其中新能源分摊比例较大。一方面影响了火电等常规电源参与系统调节的积极性，另一方面也给部分新能源企业带来较大经营压力。3新能源参与市场存在收益下降的问题新能源参与现货市场后，市场价格普遍较低。此外，新能源还需承担辅助服务费用、负荷预测偏差等考核费用，进一步拉低了其市场化收益，影响新能源企业参与市场的积极性。 新能源逐步大规模入市面临的问题25新能源发电波动性对现货出清价格产生越来越大的影响，“地板价”“天花板价”出现比例较高，出现零电价、负电价等现象。4新能源出力特性对现货市场电价影响日益凸显5绿电、绿证交易政策机制需进一步完善一是需要加强我国绿色电力消费与认证体系顶层设计。二是用户侧绿色消费意识有待进一步激励和培育。三是需要进一步统筹衔接绿电绿证与碳市场等政策机制。 从电量空间来看，对于典型受端省份，在市场化用户全面放开情况下，省内优发电量与省间购入电量规模总量将明显超出省内优先用电电量，省间、省内市场化交易电量空间出现不匹配的问题，需要有序推动省内用户参与省间市场购电。从电力曲线来看，发电侧放开的经营性发电调峰能力强、保留的优先发电呈现反调峰特性；而用户侧放开的经营性用户峰谷差小，保留的优购用户峰谷差大且需要发电侧提供调峰能力。优先发电、优先用电在电力交易曲线上难以匹配，保障优购用户高峰用电需求的机制需要设计。挑战三：如何处理好计划内和计划外的电力电量 挑战四：如何合理传导成本，保障电力价格稳定电力行业是国民经济重要的基础性行业，连接上游煤炭、天然气等一次能源市场，连接下游各行各业。为经济社会发展提供稳定的电力价格信号，对于平稳经济运行至关重要。现行“基准价+上下浮动”电价机制不能完全覆盖火电成本。如何健全电力市场价格体系，促进一二次能源价格合理传导；如何发挥好中长期交易“压舱石”作用。 281尽快实现连续开市大部分省级电力市场中长期交易目前仍处在从固定开市向连续开市过渡的阶段。截至2022年底，我国只有山西、山东、江西、甘肃、云南五省实现中长期市场按日连续运营，其他地区仍需进一步提升中长期交易的频次，缩短市场交易周期。2交易曲线形成方式进一步优化部分省份市场主体在达成中长期交易