电力市场化改革洞察： 面向市场参与者的20大趋势.docx

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 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 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 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 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 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 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 现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成 23 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 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 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 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 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 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 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 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 辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导 35 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 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 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 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 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