2023电力行业市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势

2面0向23市电场力参市与场者化的改2革0大洞趋察势： 2023.05 关于落基山研究所（RMI） 落基山研究所(RMI)，是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与政府部门、企业、科研机构及创业者协作，推动全球能源变革，以创造清洁、安全、繁荣的低碳未来。落基山研究所致力于借助经济可行的市场化手段，加速能效提升，推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。 作者与鸣谢 作者 落基山研究所：陈梓浩，高硕，刘雨菁，刘子屹 清华四川能源互联网研究院：王康 其他作者 落基山研究所：李婷，田嘉琳，周勤 作者姓名按姓氏首字母顺序排列。 联系方式 刘雨菁，yujingliu@rmi.org；高硕，sgao@rmi.org 版权与引用 刘雨菁,王康,高硕,刘子屹,陈梓浩,2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势，落基山研究所，2023 目录 引言全球能源危机与“双碳”背景下，中国电力市场化改革加速破浪前行...6 第一章2015年以来电力市场化改革的总体思路和进展9 “管住中间、放开两头”：建立和完善输配电价体系，理顺电价形成机制9 循序渐进：省级电力市场化进程的五个组成部分10 经营性用户全面参与交易：建设批发与零售两级市场，扩展发用电双方交易主体12 更广地域内的电力流动：省间与区域电力市场13 2021–2022年电力市场化改革重点14 2023–2025年电力市场化改革趋势展望14 第二章中长期电力交易16 01中长期市场将迎来更多市场主体，交易占比维持高位，交易总量快速增长16 02煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能源占比的变化17 03优先发电电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经营风险增加19 04多年合约机制有望进一步完善，逐渐成为可再生项目主要风控手段之一20 05作为与现货市场衔接的必然手段，中长期分时段交易将进一步推广21 第三章现货电力交易23 06现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成23 07现货市场限价将逐步放松，但其对中长期价格传导作用仍然受限25 08省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒27 09储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平28 第四章零售市场29 10随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场29 11售电公司“洗牌”持续，短期内发售一体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞争力30 12电力零售套餐开始体现差异化设计，更好满足用户对价格波动的风险偏好31 第五章辅助服务市场32 13新版“两个细则”呼应新型电力系统建设，新增适应新能源发展的辅助服务品种32 14调峰辅助服务融入现货市场，调频、备用辅助服务市场化发展，其他辅助服务品种补偿机制优化调整33 15辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导35 16辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源36 第六章容量市场与容量补偿机制37 17容量机制从目前少数省份起步，将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试运行的省份37 18短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流，且有望进一步分时段细化38 第七章输配电价格机制40 19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价继续下探空间有限40 20增量配网进展速度不及预期，微电网、源网荷储一体项目或将成为配电业务发展改革新渠道42 参考文献44 引言全中国球电能力源市危场机化与“改双革碳加速”背破景浪下前，行 中国电力体制与电力市场化改革已经走过了二十多年的路程，迄今取得了多阶段突破和切实进展。2002年发布的电力体制改革“5号文件”率先打破电力系统的垂直一体模式格局，实现了“厂网分离”；2015年的“9号文件”及其一系列配套文件进一步在批发、配电、零售的环节引入竞争，推动了全国范围内中长期电力交易常态化和现货交易的大范围试点。 随着2020年9月中国提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标，各个行业、各个领域的政策与市场都在向适应“双碳”理念、推动“双碳”进程的方向发展。作为社会经济繁荣发展的托底基石，电力行业同时也是助力“碳达峰、碳中和”目标实现的关键抓手。一方面，电力行业是国内二氧化碳排放最大的行业来源，年排放量达40%左右，充分发展利用技术相对成熟的低零碳发电技术，可以在中短期内快速推动低零碳转型；另一方面，工业、交通、建筑等终端用能部门的低碳转型也要依赖于终端用能电气化，因而推动电力低零碳发展将对全社会、全行业的“双碳”进程带来溢出效应。 电力行业的“双碳”进程，不仅需要技术创新作为“硬件”支撑，还需要市场改革作为“软件”赋能。2021年10月，作为“双碳”目标“1+N”政策体系的顶层设计，中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确指出，一方面要严格控制化石能源消费、积极发展非化石能源；另一方面也要继续深化能源体制机制改革，特别是继续全面推进电力市场化改革、完善电力等能源品种价格市场化形成机制，支撑可再生能源和储能等技术的大规模发展。 在“双碳”顶层设计的指导下，为了“推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统”，国家发展和改革委员会、国家能源局于2022年1月联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设”，“构建适应新型电力系统的市场机制”，并“提升电力市场对高比例新能源的适应性”。这一文件明确了“十四五”和“十五五”期间电力市场进一步改革的目标和方向：到2030年，一个适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系将基本建成。电力市场化建设，已成为赋能“双碳”进程的重要行动。 回顾“电改”的历程，我们看到改革的行动也正在多个目标中调整锚点和寻找平衡，不仅关注如何引入竞争、提升效率和优化资源配置，也关注如何在保障电力系统低碳稳定运行的前提下进一步提高零碳电力渗透率。实际上，随着各国可再生发电渗透率的持续提升，这一问题已经成为全球议题。特别是在2021到2022年间，在全球能源危机和国内季节性缺电叠加的背景下，电力市场支撑高比例可再生电力系统的重要性和迫切性达到了前所未有的高度。欧洲可再生电力渗透率水平领先全球，其电力市场也相对成熟，但在全球能源危机的冲击下也正在寻求进一步的电力市场化改革，旨在增加可再生发电占比的同时提高电力系统灵活性，从而可以在满足气候承诺的前提下为电力消费者和本土制造业提供更多保护。 在此背景下，未来几年对中国实现碳达峰和持续推进电力市场化改革至关重要。首先，目前各省在现货市场和辅助服务市场等短周期交易方面普遍刚刚起步，亟待进一步巩固基础、形成连续机制。第二，在可再生多年合约这样的长周期交易方面，目前的机制尚未真正发挥稳定投资预期、大规模吸引社会资本的作用，仍然有很大改善空间。第三，在2025初步建成全国统一电力市场体系的目标下，目前在多层次市场协同运行、跨省跨区灵活调度与交易方面仍面临众多挑战，迫切需要打破行政壁垒、优化资源配置。我们判断，上述提到的几个方向，在接下来几年都会有比较密集的改革动作，需要保持密切关注。 落基山研究所一直以来深入观察并积极助力中国电力市场化改革。过去一年，我们发布了《电力市场与电价改革——通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路》，立足于2030年基本建成适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系这一总体目标，深入探讨了适合国情且更有利于零碳电力增长与新型电力系统建设的电力价格机制。我们还深入到省级层面，在《西北地区电力系统低碳转型探索——打造零碳电力系统的青海样本》中，针对青海省在2030年基本建成零碳电力系统的目标，提出了分步推进到省内电力市场建设的路线图。上述专题报告更多着眼于较长的时间维度，并回答“电力市场应该如何改革”的问题。从今年开始，我们也将聚焦更短的时间维度，以年度回顾和展望报告的形式，回答“电力市场化改革接下来会发生什么”的问题，期望为国内外关注中国电力市场化改革进程的读者提供兼顾广度与深度的阶段性洞察，并助力电力市场多方参与者更好地建设电力市场，支撑新型电力系统建设。本报告的各章节，将按照电力市场的组成部分，按电能量市场、辅助服务市场、容量市场、输配电价的思路，细化回顾近期市场建设进展，并展望未来一至三年内电力市场化发展趋势。此外，我们近期也发布了《企业绿色电力采购机制中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望》，更侧重于从企业采购绿电的角度来解读机制变化。 图表ES2023-2025年中国电力市场化改革的20大趋势总结 电市能场量 中市长场期 01中长期市场将迎来更多市场主体，交易占比维持高位，交易总量快速增长02煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能源占比的变化03优先发电电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经营风险增加04多年合约机制有望进一步完善，逐渐成为可再生项目主要风控手段之一05作为与现货市场衔接的必然手段，中长期分时段交易将进一步推广 现货市场 06现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成07现货市场限价将逐步放松，但其对中长期价格传导作用仍然受限08省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒09储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平 零售市场 10随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场11售电公司“洗牌”持续，短期内发售一体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞争力12电力零售套餐开始体现差异化设计，更好满足用户对价格波动的风险偏好 辅助服务市场 13新版“两个细则”呼应新型电力系统建设，新增适应新能源发展的辅助服务品种14调峰辅助服务融入现货市场，调频、备用辅助服务市场化发展，其他辅助服务品种补偿机制优化调整15辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导16辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源 容量市场 17容量机制从目前少数省份起步，将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试运行的省份18短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流，且有望进一步分时段细化 输配电价格机制 19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围，输配电价继续下探空间有限20增量配网进展速度不及预期，微电网、源网荷储一体项目或将成为配电业务发展改革新渠道 第一章2体0思15路年和以进来展电力市场化改革的总 电力市场化改革是中国电力体制改革的核心任务之一。在2002年“电改”实现“管办分开、厂网分开”的基础上，2015年“9号文”开启的新一轮电改，将推进电价改革、完善市场化交易体系等作为改革的重点任务。八年以来，电价改革与电力市场建设取得了长足的进展，为进一步建设全国统一电力市场体系和构建新型电力系统提供了有力支撑。 “价形管成住机中间制、放开两头”：建立和完善输配电价体系，理顺电 2015年以前，国内电力价格体系是“上网电价+目录电价”模式：行政主管部门制定面向发电方（电网支付给发电厂）的上网电价和面向用电方（电网向用户收取）的目录电价。2015年开始，在“管住中间、放开两头”的理念下，国家分三批逐步推动核定省级输配电价（图表1），按“准许成本+合理收益+税金”的形式确定输配电价，形成“上网电价+输配电价+政府性基金及附加=销售电价”的工商业电价顺价模式（图表2），为推动电力市场化改革、推动发电厂与用户直接交易打下了基础。此外，本轮电改针对配电环节进行了增量配电业务改革，引入社会资本参与增量配电网的投资、建设、运营，通过竞争创新为用户提供更优质的供电服务。 图表1输配电价改革进程 贵州、宁夏 首湖北批、试安点徽（、5云）南、 全蒙东面、推辽广宁（、1吉4）林、黑龙江、上海、海南、甘肃、青海、新疆 2020–2022年 第二监管周期省级