電力市場(chǎng)化改革與電價(jià)體系洞察

目錄??????????????????????????????????????????????????????????6??9?????????????????????????????????????????04列?????????????????????????44????????????????參考文獻(xiàn)???????????????????????????????????????????????????????圖表目錄圖表1 工業(yè)用價(jià)組成和近期重要進(jìn)展 7圖表2 面向市場(chǎng)參與者的十大趨勢(shì)匯總 8圖表3 全國(guó)地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)進(jìn)截止20241） 9圖表4 2023年度層面關(guān)鍵現(xiàn)貨價(jià)格數(shù)據(jù)覽 圖表5 2023年西廣東現(xiàn)前市場(chǎng)分時(shí)段均價(jià)圖(虛線為年均值) 11圖表6 2023年西東現(xiàn)前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)分時(shí)段均實(shí)均競(jìng)價(jià)空間圖 12圖表7 電能量批發(fā)市場(chǎng)的兩種結(jié)算方式簡(jiǎn)化示意圖 圖表8 分工業(yè)分價(jià)時(shí)段劃及動(dòng)圖表9 東省2023年和2024年分價(jià)時(shí)段劃及2023年現(xiàn)貨價(jià)格 19圖表10甘肅分價(jià)時(shí)段劃及動(dòng)20圖表112023年甘肅河?xùn)|現(xiàn)貨分時(shí)均價(jià) 20圖表12現(xiàn)貨試份分價(jià)動(dòng)基數(shù)的組成 21圖表132024年東零套餐分價(jià)的時(shí)段和長(zhǎng)約束 22圖表2024年東零套餐分價(jià)動(dòng)系數(shù)約束 22圖表15廣電力市場(chǎng)司市占有情況 25圖表16廣電力市場(chǎng)司價(jià)格和電收益情況 25圖表二三監(jiān)周期各省電網(wǎng)需價(jià)比容系數(shù)匯總 27圖表18分份容價(jià)電壓等級(jí)價(jià)差匯總 28圖表19抽蓄電站裝機(jī)容量容價(jià)匯總 29圖表20三監(jiān)周期內(nèi)各省市抽蓄年度容電費(fèi)匯億元） 29圖表21分度工業(yè)電與抽蓄容電費(fèi)關(guān)系圖 30圖表22各省電容價(jià)和容電費(fèi)折價(jià) 32圖表23各省容量電費(fèi)折價(jià)、容量電費(fèi)折價(jià)占比、可再生能源消納責(zé)任權(quán)重、火電發(fā)電量占比、電利用小時(shí)數(shù)布示意圖 33圖表24蒙西新疆電網(wǎng)電和光伏優(yōu)先電量利用小時(shí) 38圖表25南全容量并網(wǎng)新能源行燃煤電基準(zhǔn)價(jià)電量例 39圖表262024青海夏電價(jià)格峰動(dòng)39圖表27地新能源參電現(xiàn)貨市場(chǎng)比 40圖表282023光伏電建設(shè)情況 圖表292021-2023年全國(guó)電綠證量 圖表30廣東省2022-2024年度易均價(jià)比 49圖表312024年分份對(duì)價(jià)值的限設(shè)定 49圖表32浙光伏電裝機(jī)容截止2023年底） 50引言20152020系統(tǒng)構(gòu)建的新任務(wù)。（圖表的市場(chǎng)體制和價(jià)格體系。2023年2023年9試行2023122023112024向提供支撐調(diào)節(jié)能力轉(zhuǎn)型。2024年2發(fā)展需要。202320大趨展望了未來1-3（圖表2015年-2022的讀者可以參考2023圖表1 業(yè)價(jià)組成和近期重要進(jìn)展形成方式電價(jià)組成重要進(jìn)展發(fā)電側(cè)與用電側(cè)通過市場(chǎng)交易 ?電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)試印過 ?行。 。售電公司購(gòu)非市場(chǎng)化用戶 上網(wǎng)電價(jià) ?2023.12山廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)轉(zhuǎn)入正式運(yùn)行通過電網(wǎng)公司代理購(gòu)電 北京電力交易中心綠色電力交易實(shí)施細(xì)+ 。政府發(fā)布上網(wǎng)環(huán)節(jié)綜合線損率 線損費(fèi)用 ?關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)。+政府核含對(duì)居民和農(nóng)業(yè)用 ?關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)戶的基期交叉補(bǔ)貼 輸配電價(jià) 。+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用抽水蓄能容量費(fèi)用 。+ ?政府核定或基于市場(chǎng)交易形 煤電容量費(fèi)用 攤 行。+ 輔助服務(wù)費(fèi)用 分?jǐn)偡浆F(xiàn)貨市場(chǎng)未連續(xù)運(yùn)行區(qū)原則上不+ 。......+政府核定 政府性基金及附加依據(jù)上述各部分價(jià)格確定 銷售電價(jià)=來源:落基山研究所整理=圖表2 面向市場(chǎng)參與者的十大趨勢(shì)匯總按市場(chǎng)或價(jià)格組成電能量0102分時(shí)電價(jià)政策動(dòng)態(tài)調(diào)整加快，現(xiàn)貨價(jià)格對(duì)分時(shí)電價(jià)的指導(dǎo)作用凸顯輸配電04輸配電價(jià)回歸電網(wǎng)業(yè)務(wù)成本，線損費(fèi)用和系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用在電費(fèi)中單列容量05煤電容量電價(jià)機(jī)制出臺(tái)，重構(gòu)發(fā)用電雙方電費(fèi)結(jié)構(gòu)，支撐煤電角色轉(zhuǎn)型輔助服務(wù)06輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制得到規(guī)范，新能源和儲(chǔ)能主體或需調(diào)整市場(chǎng)策略按市場(chǎng)主體或交易類型集中式新能源7分布式新能源08分布式光伏超預(yù)期發(fā)展，投資主體需密切關(guān)注電網(wǎng)接入與上網(wǎng)價(jià)格政策變化獨(dú)立儲(chǔ)能09獨(dú)立儲(chǔ)能探索電力市場(chǎng)參與模式，電能量市場(chǎng)收益將愈發(fā)重要綠電交易10綠電與綠證市場(chǎng)持續(xù)擴(kuò)容，短期內(nèi)供需關(guān)系較為寬松2023年試行102813813圖表3總結(jié)了截止到2024年1月的全國(guó)各地20232022年日起開始連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行；1215展望2024圖表3全國(guó)各地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)進(jìn)度（截止2024年1月）模擬模擬試運(yùn)行調(diào)電試運(yùn)行短周期結(jié)算試運(yùn)行長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行正式運(yùn)行吉林 河南福建山東山西湖南寧夏四川甘肅廣東新疆重慶浙江蒙西上海陜西江蘇省間現(xiàn)貨江西遼寧南方區(qū)域河北南網(wǎng)安徽湖北來源：各省市和區(qū)域電力交易中心，落基山研究所整理注一般一周及以內(nèi)一一般一年以上注2：示例中藍(lán)色為省級(jí)層面現(xiàn)貨市場(chǎng)，紅色為區(qū)域及全國(guó)層面現(xiàn)貨市場(chǎng)，部分地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)未納入考慮注六省區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)全年連續(xù)結(jié)算運(yùn)行，現(xiàn)貨價(jià)格和競(jìng)價(jià)空間高度正相關(guān)20232022年整體下圖表4較2022-37%到237%2022年上漲22022年的10元/千瓦時(shí)調(diào)整至3元/1?5元/千瓦時(shí)2023現(xiàn)貨均價(jià)較20223%。0圖表4 2023年度層面關(guān)鍵現(xiàn)貨價(jià)格數(shù)據(jù)覽0山西003473323891,5001,500廣東04431,500山東-100-973533671,3001,500甘肅-河?xùn)| 40 40 307 340 428 650 甘肅-河西4040280307366650650蒙西-呼包東002824456201,9675,180蒙西-呼包西002824516421,9915,180國(guó)網(wǎng)省間0183606321,7153,000-1001002003004005006001,4001,5001,6001,7001,8001,9005,200年均價(jià) 年時(shí)點(diǎn)最低價(jià)格 年時(shí)點(diǎn)最高價(jià)格 燃煤發(fā)電基準(zhǔn)出清/申報(bào)價(jià)格上?。?出清/申報(bào)價(jià)格下取） 2022年均來源：蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨，落基山研究所如圖表56-912-14負(fù)荷較低的凌晨4-612-13202336.2%和7%（低至（最高高至2伴隨著光伏裝機(jī)繼圖表5 2023年西廣東現(xiàn)前市場(chǎng)分時(shí)段均價(jià)圖虛線為年均值)/MWh/MWh500 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

交易時(shí)段山西日前價(jià)格 山東日前價(jià)格 廣東日前價(jià)格進(jìn)一步探討影響現(xiàn)貨價(jià)格變動(dòng)的因素，數(shù)據(jù)顯示現(xiàn)貨價(jià)格和競(jìng)價(jià)空間存在高度正相關(guān)性（圖表6）。與日前價(jià)格相比，實(shí)時(shí)價(jià)格峰谷形態(tài)相近但普遍價(jià)格更高。實(shí)時(shí)價(jià)格曲線和實(shí)時(shí)競(jìng)價(jià)空間曲線形態(tài)呈現(xiàn)出高度的一致性，這符合現(xiàn)貨市場(chǎng)的設(shè)計(jì)理論。當(dāng)用戶側(cè)負(fù)荷較低或者發(fā)電側(cè)優(yōu)先出清（如聯(lián)絡(luò)線）和零邊際成本（如新能源）的機(jī)組出力較高時(shí)，競(jìng)價(jià)空間則較低，由于目前用電側(cè)“報(bào)量不報(bào)價(jià)”，競(jìng)價(jià)空間則決定了其他發(fā)電機(jī)組（主要為火電）的報(bào)價(jià)博弈空間，報(bào)價(jià)較低的機(jī)組會(huì)被優(yōu)先出清，則現(xiàn)貨市場(chǎng)邊際出清價(jià)格也會(huì)隨之降低，反之則升高。圖表6 2023年山西、山東現(xiàn)貨日前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)分時(shí)段均價(jià)與實(shí)時(shí)平均競(jìng)價(jià)空間圖/MWh/MWh/MWh/MWh

山西 日前價(jià)格實(shí)時(shí)價(jià)格）00:0000:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0024:00山東 日前價(jià)格實(shí)時(shí)價(jià)格）00:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0024:00來源：電查查電力數(shù)據(jù)，落基山研究所注：本文中競(jìng)價(jià)空間近似定義為“競(jìng)價(jià)空間=直調(diào)負(fù)荷-聯(lián)絡(luò)線負(fù)荷-風(fēng)電出力-光伏出力”。在經(jīng)營(yíng)主體范圍擴(kuò)大方面，集中式新能源、獨(dú)立儲(chǔ)能、虛擬電廠、核電等市場(chǎng)主體參與現(xiàn)貨市場(chǎng)均有一定進(jìn)展。（超過20%4），基本上除扶貧光伏、分布式光伏外，新能源發(fā)電機(jī)組全電量參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)；而山東、山西入市采用自愿原則，入市的新能源全電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，山東未入市的新能源電站實(shí)際出力的10%（2023年標(biāo)準(zhǔn)）也要按照現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算；廣東220（新能源入市詳見第7）20222陸續(xù)在各現(xiàn)貨試點(diǎn)省份參與現(xiàn)貨市場(chǎng)及調(diào)頻等輔助服務(wù)市場(chǎng)。023報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨，山西允許獨(dú)立儲(chǔ)能按月自主選擇以“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，山東2024參與市場(chǎng)（9）。此外，虛擬電廠及核電參與現(xiàn)貨方面也在山西、山東等地有所突破（見負(fù)荷聚合商等新型市場(chǎng)主體“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場(chǎng)會(huì)得到進(jìn)一步推廣；2024現(xiàn)貨市場(chǎng)出清，其中具備日內(nèi)調(diào)節(jié)能力的核電機(jī)組可以參與日內(nèi)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)交易?，F(xiàn)貨市場(chǎng)出清，其中具備日內(nèi)調(diào)節(jié)能力的核電機(jī)組可以參與日內(nèi)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)交易。在滿足低功率運(yùn)行深度、調(diào)節(jié)速度、準(zhǔn)備時(shí)間等安全條件基礎(chǔ)上，以報(bào)量報(bào)價(jià)方式全電量參與日前月發(fā)布的《山東電力市場(chǎng)規(guī)則(試行)》(征求意見稿)，全部核電機(jī)組按自愿原則參與電能量市場(chǎng)，調(diào)整的優(yōu)先消納電量部分仍按照政府批復(fù)價(jià)格結(jié)算，其余電量部分將參與電力市場(chǎng)。根據(jù)2024年1瓦，通過保留優(yōu)先發(fā)電量、全電量報(bào)量報(bào)價(jià)方式參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)9。這意味著除事前給定、分月2?山東核電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)：自2023年11月起，山東海陽核電1、2號(hào)機(jī)組，裝機(jī)容量共計(jì)250萬千用電量18,000千瓦時(shí)、可獲利7,500元，該紅利會(huì)傳導(dǎo)到其代理的零售用戶8。式光伏、儲(chǔ)能、充電樁等資源，當(dāng)日累計(jì)申報(bào)負(fù)荷1.5萬千瓦、7個(gè)小時(shí)，預(yù)計(jì)通過負(fù)荷調(diào)節(jié)共減少場(chǎng)出清7。同時(shí)按照虛擬電廠調(diào)節(jié)能力，山西適當(dāng)放寬了其中長(zhǎng)期交易成交量約束和金融套利約束。2023年8月1日，山西風(fēng)行虛擬電廠正式入市，其聚合了建材、鑄造、鋼鐵、商業(yè)樓宇、分布易時(shí)段分別申報(bào)用電負(fù)荷上、下限以及遞減的3-10段量?jī)r(jià)曲線，按照“負(fù)發(fā)電”模式參與現(xiàn)貨市1?山西虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場(chǎng)：在山西現(xiàn)貨市場(chǎng)中，虛擬電廠以“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與，每日各交專欄1市場(chǎng)動(dòng)態(tài)案例分享用戶側(cè)參與上，除了已實(shí)行“發(fā)用雙側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)”的甘肅電力市場(chǎng)外，“發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)”為現(xiàn)行的主流模式。廣東在2024年1月發(fā)布的《關(guān)于2024年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》中指出，計(jì)劃開展現(xiàn)貨市場(chǎng)雙邊報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)交易，允許批發(fā)用戶和具備條件的售電公司自愿選擇報(bào)量報(bào)價(jià)參與日前電能量市場(chǎng)出清10。山東在2024年1月發(fā)布的《山東電力市場(chǎng)規(guī)則(試行)》(征求意見稿)中也指出，具備條件時(shí)，采取“發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)”模式。伴隨著各地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行的不斷成熟及正式運(yùn)行，“發(fā)用雙側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)”將進(jìn)一步試點(diǎn)推廣6。這不僅將對(duì)售電公司（或直接參與市場(chǎng)的批發(fā)用戶）提出更高的交易能力要求，還意味著對(duì)于用戶側(cè)而言，現(xiàn)貨市場(chǎng)的結(jié)算價(jià)格有望從虛擬的“統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)”價(jià)格細(xì)化為基于用戶物理位置的“節(jié)點(diǎn)/分區(qū)”價(jià)格。專欄2中長(zhǎng)期交易與現(xiàn)貨交易的結(jié)算銜接方式實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一，發(fā)電側(cè)結(jié)算全電量反映阻塞和空間價(jià)值在電能量批發(fā)市場(chǎng)結(jié)算方面1（7，目前蒙西電力市場(chǎng)采用前者，其余省份多采用后者?！痘疽?guī)則》修正了前期現(xiàn)貨試點(diǎn)中兩種結(jié)算方式導(dǎo)致的不同，為方式二增加了“第二步”以結(jié)算因輸電阻塞導(dǎo)致的所在節(jié)點(diǎn)和中長(zhǎng)期參考結(jié)算點(diǎn)的空間價(jià)值差。因此兩種方式實(shí)現(xiàn)等效，對(duì)于發(fā)電方而言，全電量都會(huì)承擔(dān)因所在節(jié)點(diǎn)阻塞而導(dǎo)致的節(jié)點(diǎn)電（反之部分節(jié)點(diǎn)電價(jià)高于全省均價(jià)會(huì)帶來超額收益/圖7 電能量批發(fā)市場(chǎng)的兩種結(jié)算方式簡(jiǎn)化示意圖第一步：按所在節(jié)點(diǎn)/分區(qū)現(xiàn)貨價(jià)格全電量結(jié)算其余電量中長(zhǎng)期合同電量其余電量中長(zhǎng)期合同電量第二步：中長(zhǎng)期合同電量再按中長(zhǎng)期合同價(jià)格與中長(zhǎng)期結(jié)算參考點(diǎn)現(xiàn)貨價(jià)格的差價(jià)結(jié)算再結(jié)算所在節(jié)點(diǎn)/點(diǎn)的現(xiàn)貨價(jià)格差值其余電量中長(zhǎng)期合同電量其余電量中長(zhǎng)期合同電量第三步：以節(jié)點(diǎn)/分區(qū)現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算實(shí)際電量與中長(zhǎng)期合同電量偏差來源：落基山研究所///各層級(jí)現(xiàn)貨市場(chǎng)和各類型電力市場(chǎng)銜接將更加緊密在各層級(jí)電力市場(chǎng)銜接上，國(guó)家電網(wǎng)區(qū)域和南方電網(wǎng)區(qū)域采取了不同的設(shè)計(jì)思路。南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行期間，五省區(qū)按區(qū)域現(xiàn)貨出清結(jié)果執(zhí)行、按區(qū)域出清價(jià)格結(jié)算，廣東現(xiàn)貨市場(chǎng)出清結(jié)果僅作為備用。這體現(xiàn)了南方區(qū)域和各省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)“全電量集中競(jìng)爭(zhēng)、統(tǒng)一出清”的設(shè)計(jì)思路，有助于實(shí)現(xiàn)電力資源在全區(qū)域的最優(yōu)化配置。但在過渡階段，《南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)第一次全域結(jié)算試運(yùn)行實(shí)施方案》引入了“省間利益平衡臨時(shí)風(fēng)險(xiǎn)12。相比之下，國(guó)網(wǎng)省間電力現(xiàn)貨和各省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)是互補(bǔ)關(guān)系，目的是利用省間通道剩余輸電能力、匹配電力富余和短缺省份的互濟(jì)需求，為“兩級(jí)出清”模式，即省間現(xiàn)貨交易結(jié)果作為開展省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)出清的邊界條件。在各類電力市場(chǎng)交易品種銜接方面，伴隨著部分省份（區(qū)）現(xiàn)貨市場(chǎng)的不間斷運(yùn)行，現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)電力價(jià)格的能力愈發(fā)被市場(chǎng)參與方認(rèn)可并作為中長(zhǎng)期交易的價(jià)格錨點(diǎn)?！?13平。例如在廣東省，2022年動(dòng)力煤價(jià)格處于高位、現(xiàn)貨均價(jià)達(dá)到562.9元/MWh，這也導(dǎo)致2023年年度長(zhǎng)協(xié)平均價(jià)格為553.9元/MWh13，基本達(dá)到煤電基準(zhǔn)價(jià)的20%上浮上限。但是相比較而言，廣東2023年全年現(xiàn)貨均價(jià)僅為443.1元/MWh，2024年度交易開展前的11月現(xiàn)貨（實(shí)時(shí)價(jià)格）均價(jià)為469.5元/MWh，對(duì)之對(duì)應(yīng)，12月開展的2024年年度長(zhǎng)協(xié)交易均價(jià)下降到465.6元/MWh14，僅較煤電基準(zhǔn)價(jià)上浮不到1%。在月度和月內(nèi)中長(zhǎng)期交易階段，上月和當(dāng)月現(xiàn)貨價(jià)格水平對(duì)中長(zhǎng)期價(jià)格的傳導(dǎo)效應(yīng)預(yù)計(jì)會(huì)更加突出。分時(shí)電價(jià)機(jī)制通過引導(dǎo)用戶削峰填谷，進(jìn)而改善電力供需狀況、促進(jìn)新能源消納15。分時(shí)電價(jià)政策決定電網(wǎng)代理購(gòu)電分時(shí)電價(jià)、間接影響中長(zhǎng)期交易的分時(shí)結(jié)算價(jià)格i，并進(jìn)一步影響零售市場(chǎng)分時(shí)價(jià)格的形成。目前33個(gè)省級(jí)電網(wǎng)均已頒布工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策，并有16個(gè)省網(wǎng)在近一年內(nèi)完成了動(dòng)態(tài)調(diào)整，動(dòng)態(tài)調(diào)整的主要方面包括：調(diào)整尖峰時(shí)段劃分：增加尖峰時(shí)段時(shí)長(zhǎng)(見圖表8.a)。例如，山東本年度動(dòng)態(tài)調(diào)整過程中尖峰時(shí)段增加184小時(shí)、深谷時(shí)段增加62小時(shí)，高峰時(shí)段減少182小時(shí)，低谷時(shí)段減少180小時(shí)；安徽針對(duì)315千伏安及以上執(zhí)行工商業(yè)兩部制電價(jià)的工業(yè)用戶尖峰時(shí)段新增248小時(shí)。?58.:300:3，午間高峰時(shí)段為11:30-12:00。含遼寧省在內(nèi)，目前已有6個(gè)地區(qū)時(shí)段劃分精度提升到了0.5小時(shí)。探索節(jié)假日深谷政策：在重大節(jié)假日期間引入午間深谷電價(jià)政策(見圖表節(jié)、國(guó)慶節(jié)三個(gè)重大節(jié)假日期間執(zhí)行深谷電價(jià)政策，浙江深谷電價(jià)時(shí)段設(shè)置在10:00-14:00，涵蓋原高峰、尖峰、低谷、平時(shí)段；江蘇深谷電價(jià)時(shí)段設(shè)置在11:00-15:00，涵蓋原平時(shí)段。重大節(jié)假日期間往往伴隨電力負(fù)荷下降，設(shè)置深谷時(shí)段有利于更具針對(duì)性的識(shí)別和體現(xiàn)系統(tǒng)實(shí)際供需狀況，引導(dǎo)用戶填谷。統(tǒng)一分時(shí)浮動(dòng)方式：在全國(guó)范圍內(nèi)統(tǒng)一了峰谷時(shí)段的電價(jià)計(jì)算方式，即在平時(shí)段電價(jià)的基礎(chǔ)上按時(shí)段系數(shù)浮動(dòng)(見圖表8.d)。浙江省在2024年1月動(dòng)態(tài)調(diào)整的分時(shí)電價(jià)政策中，明確了大工業(yè)用戶不同時(shí)段的浮動(dòng)比例，不再以加減固定度電價(jià)格的方式確定峰谷電價(jià)。浙江動(dòng)態(tài)調(diào)整完成后，按浮動(dòng)比例確定峰谷電價(jià)的方式在全國(guó)范圍內(nèi)得到統(tǒng)一。分時(shí)電價(jià)更靈活的時(shí)段劃分：如廣西省，在迎峰度夏和迎峰度冬期間，電網(wǎng)公司可結(jié)合電力供需等情況，在報(bào)備和公示后，對(duì)用電電壓等級(jí)在35千伏及以上規(guī)定執(zhí)行范圍內(nèi)電力用戶的時(shí)段劃分進(jìn)行靈活調(diào)整。00文件

圖8 分業(yè)分價(jià)時(shí)段劃及浮動(dòng)比例季節(jié)/月份 用戶 0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24

工商業(yè)用戶

1

0.1

0.3 1

1.7 1和改革委員

1

0.1

0.3 1

2 1.7 10.3年1事）工商業(yè)用戶10.3年1

0.3 1

1.7 2 1工商業(yè)用戶10.30.10.32工商業(yè)用戶10.30.10.32 1.7 1工商業(yè)用戶10.30.10.311.72 1.71工商業(yè)用戶1 0.3 11.721工商業(yè)用戶10.30.10.311.721.71

工商業(yè)用戶 1

0.1

0.3

1 1.7 2 11.7和改革委1.7

1月至12月業(yè)分時(shí)電）知）1月至12月（a）（a）9月以上工0.38211.84312月以上工0.38211.8430.382改革委安徽其他月份以上工分時(shí)電價(jià)政 8月行工的工業(yè)用戶電價(jià)4月 9月 12月5價(jià)其他月份5價(jià)0.3820.3820.3820.3820.3821.741.74111111.8431.741.8431.8432.2121.74 1 0.3822.212 1.8431.843 1 布關(guān)于進(jìn)

完善工有

0.41211.81311.81310.4120.41211.7111.7110.4120.41211.81311.81310.4120.41211.7111.7110.412接上表1.71960.656081.71960.65608國(guó)動(dòng)315上的2.063522.063521.719611111.71962.063521.71961.71961.67191.7196111111.71961.71961.67190.41850.41850.41850.4518大工業(yè)用戶-3到起執(zhí)行)315千伏安及以上的于（7月-8分時(shí)電價(jià)政315上的(07過35）普通工業(yè)用和100千伏安及以上江蘇所有月份5戶和以上所有月份5戶進(jìn)一步完時(shí)電項(xiàng)0年起執(zhí)行）其余季節(jié)12100上的0.511.510.51 1.5 10.50.511.510.511.51.8751.510.5-12浙江省發(fā)展重大節(jié)假大工業(yè)用戶大工業(yè)用戶0.40.38 1.65 0.40.381.6511.651.9811.981.651峰谷分時(shí)國(guó)價(jià)政策有大工業(yè)用戶 0.2 04）2一般工商業(yè)用戶0.380.381.51.6511.651.51勞動(dòng)一般工商業(yè)用戶 0.2 改革委關(guān)于-我省分時(shí)電12）事項(xiàng)的通知其他季節(jié)2210所有月份大工業(yè)用戶大工業(yè)用戶一般工商業(yè)用戶高峰高峰平時(shí)段低谷尖峰深谷來源：各省發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所分時(shí)電價(jià)的動(dòng)態(tài)調(diào)整及時(shí)反映了現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)的發(fā)展趨勢(shì)在現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期連續(xù)（試）運(yùn)行的省份，現(xiàn)貨交易價(jià)格在日內(nèi)的波動(dòng)情況已成為新一年度分時(shí)電價(jià)動(dòng)態(tài)調(diào)整的重要參考?，F(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)的分時(shí)電能量?jī)r(jià)格信號(hào)，通過分時(shí)電價(jià)政策的動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制傳導(dǎo)到分時(shí)電價(jià)政策中，進(jìn)而更準(zhǔn)確地指導(dǎo)用戶調(diào)整用電行為。以山東為例，如圖表9所示，2024年分時(shí)電價(jià)在2023年基礎(chǔ)上，調(diào)整了冬季、春季和夏季的峰谷時(shí)段，深谷與尖峰時(shí)段的調(diào)整清晰反映了現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格曲線的年際變化：深谷調(diào)整方面，2024年冬季11:00-12:00時(shí)段由低谷調(diào)整為深谷，這與2023年冬季現(xiàn)貨價(jià)格的日內(nèi)波動(dòng)情況及其相對(duì)上年的變化趨勢(shì)一致。2023年1月現(xiàn)貨市場(chǎng)中，11:00-12:00時(shí)段現(xiàn)貨平均價(jià)格相比10:00-11:00時(shí)段下降14%，該時(shí)段內(nèi)現(xiàn)貨價(jià)格處于日內(nèi)價(jià)格低點(diǎn)，為1月平均價(jià)格的0.56倍（現(xiàn)貨1月各時(shí)段平均價(jià)格最低值為月平均價(jià)格的0.4倍）。而2022年同期同時(shí)段現(xiàn)貨市場(chǎng)平均價(jià)格為月均價(jià)的0.77倍，2023年與2022年相比，該時(shí)段價(jià)格在均價(jià)基礎(chǔ)上的下浮更為顯著，分時(shí)電價(jià)新增本時(shí)段為深谷時(shí)段及時(shí)反映了這一變化。年與2022年相比，該時(shí)段在均價(jià)基礎(chǔ)上的上浮比例增加，分時(shí)電價(jià)政策將這一時(shí)段動(dòng)態(tài)調(diào)整為尖峰時(shí)段，與該時(shí)段現(xiàn)貨均價(jià)上行趨勢(shì)一致。圖表9 省2023年和2024分價(jià)時(shí)段劃及2023年現(xiàn)貨價(jià)格季節(jié) 執(zhí)行年份 月份 0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-244 3 4 3 夏季2024 678月夏季2023 678月秋季2024 91011秋季2023 91011

深谷低谷深谷低谷平時(shí)段高峰尖峰來源：山東省發(fā)展和改革委員會(huì)，電查查電力數(shù)據(jù)，落基山研究所注:2023年現(xiàn)貨價(jià)格為各季節(jié)典型月現(xiàn)貨價(jià)格，其中1月為冬季典型月，4月為春季典型月，7月為夏季典型月，10月為秋季典型月但同時(shí)，在部分地區(qū)的特定時(shí)段，現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)與分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)也可能表現(xiàn)出不一致的趨勢(shì)。如圖表9所示，山東夏季分時(shí)電價(jià)將0:00-6:00時(shí)段劃分為低谷，但該時(shí)段各小時(shí)現(xiàn)貨均價(jià)均高于劃分為平時(shí)段的8:00-13:00。如圖表10、圖表11所示，甘肅現(xiàn)貨分時(shí)價(jià)格有較強(qiáng)的季節(jié)性特征，但是分時(shí)電價(jià)政策中尚未體現(xiàn)出這一特點(diǎn)：2023年甘肅省河?xùn)|現(xiàn)貨市場(chǎng)中夏季（7-8月）峰價(jià)集中在午間（12:00-17:00）和晚間（18:00-23:00），冬季（1月、12月）峰價(jià)集中在早間（7:00-9:00）和晚間（17:00-23:00），現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)政策中的時(shí)段劃分貼近冬季現(xiàn)貨價(jià)格，但是與夏季時(shí)段差別較大。電力用戶可重點(diǎn)關(guān)注此類分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)和現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)錯(cuò)配的時(shí)段，此類時(shí)段更可能成為分時(shí)電價(jià)政策下一步動(dòng)態(tài)調(diào)整的重點(diǎn)方向，用戶可提前規(guī)劃應(yīng)對(duì)方案。圖表10甘肅省分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分及浮動(dòng)比例111.50.51.5省份 季節(jié)/月份 用戶 111.50.51.5甘肅 所有月份工商業(yè)用戶深谷低谷平時(shí)段高峰尖峰來源：甘肅省發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所圖表2023甘肅河?xùn)|現(xiàn)貨分時(shí)均價(jià)元/MWh元/MWh01 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516

1819

20212223 247月 8月 1月 12月來源：蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨，落基山研究所各省市分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)基數(shù)的組成有較大差別，遠(yuǎn)期有望出臺(tái)統(tǒng)一的規(guī)范性指導(dǎo)文件目前各省分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)基數(shù)的組成各異?，F(xiàn)貨長(zhǎng)周期運(yùn)行的試點(diǎn)省網(wǎng)中（如圖表12所示），除市場(chǎng)交易價(jià)格/代理購(gòu)電價(jià)格外，安徽、河南、廣東、四川、浙江、江蘇、遼寧七地要求輸配電價(jià)參與浮動(dòng)，浙江、江蘇兩地政府性基金及附加需參與浮動(dòng)，此外在上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損和系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用方面也未形成統(tǒng)一理解。因此，電力用戶實(shí)際面對(duì)的峰谷浮動(dòng)系數(shù)，不僅受分時(shí)政策確定的峰谷系數(shù)影響，還取決于所在省份對(duì)分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)基數(shù)組成的約定。當(dāng)用戶側(cè)電價(jià)浮動(dòng)幅度在同等水平時(shí)，浮動(dòng)基數(shù)組成部分越少，電能量?jī)r(jià)格可浮動(dòng)的范圍更大，越有利于儲(chǔ)能參與者利用峰谷價(jià)差套利、回收投資成本。在構(gòu)建全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的目標(biāo)下，中遠(yuǎn)期全國(guó)層面或?qū)⑨槍?duì)分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)組成出臺(tái)指導(dǎo)性文件，厘清分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)基礎(chǔ)，進(jìn)一步規(guī)范電價(jià)體系。圖表12 現(xiàn)貨試份分價(jià)浮動(dòng)基數(shù)的組成浮動(dòng)基數(shù)組成電能量交易價(jià)格/代理購(gòu)電價(jià)格 上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損 輸配電價(jià) 系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用政府性基金及費(fèi)用 附加省份安徽?山東???山西））?廣東???蒙西?四川?浙江????江蘇????遼寧??湖北??來源：各省發(fā)展和改革委員會(huì)，北極星電力網(wǎng)，落基山研究所注：山東獨(dú)有的容量補(bǔ)償電價(jià)也在浮動(dòng)基數(shù)組成內(nèi)，上海、福建、甘肅未就浮動(dòng)基數(shù)組成作出明確規(guī)定。分時(shí)電價(jià)政策與零售套餐銜接加強(qiáng)。圖表13 2024年東零套分價(jià)的時(shí)段和長(zhǎng)束零售套餐分時(shí)電價(jià)時(shí)段 與分時(shí)電價(jià)政策峰谷時(shí)段的對(duì)應(yīng)要求 時(shí)長(zhǎng)約束峰段須包括尖峰時(shí)段在平段和峰段中選取谷段須包括深谷時(shí)段在平段和谷段中選取≥峰段總時(shí)長(zhǎng)平段-≥12h來源：山東省發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所圖表2024年東零套分價(jià)浮動(dòng)系數(shù)束月份 峰段 谷段分時(shí)電價(jià)政策確定的系數(shù)全年1.70.3零售套餐分時(shí)系數(shù)可選范圍4月、11月>1.6<0.4其他月份>1.5<0.5來源：山東省發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所平均數(shù)基礎(chǔ)上上浮16。工商業(yè)用戶參與電力市場(chǎng)交易電量在2023年繼續(xù)增長(zhǎng)，電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電電量依舊占據(jù)三成比例。據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，2023年全國(guó)電力市場(chǎng)交易電量5.7萬億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)7.9%17。結(jié)合北極星售電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2023年電網(wǎng)企業(yè)工商業(yè)用戶代理購(gòu)電電量在市場(chǎng)交易電量中占比約為30.6%，較2022年降低了1.0個(gè)百分點(diǎn)18。盡管國(guó)家發(fā)展10千伏以下的工商業(yè)用戶幾乎都采用電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的方式，尚未直接參與市場(chǎng)交易。廣東省于2023年10月發(fā)布了《廣東電力市場(chǎng)低壓工商業(yè)用戶參與市場(chǎng)化交易試點(diǎn)實(shí)施方案》，首次試點(diǎn)低壓工商業(yè)用戶參與市場(chǎng)直接購(gòu)電或者通過售電公司購(gòu)電，試點(diǎn)選擇深圳市轄區(qū)內(nèi)完成“轉(zhuǎn)改直”計(jì)量抄表到戶改造的工業(yè)園區(qū)為試點(diǎn)，允許低壓工商業(yè)用戶自愿參與電能量市場(chǎng)，這一試點(diǎn)方案為未來推動(dòng)10千伏以下工商業(yè)用戶直接參與市場(chǎng)交易、縮小代理購(gòu)電范圍打下基礎(chǔ)。參與零售市場(chǎng)交易是工商業(yè)用戶直接參與電力市場(chǎng)交易的主要方式。相較于單個(gè)用戶直接參與批發(fā)市場(chǎng)交易，售電公司將多個(gè)用戶的購(gòu)電需求打包交易，交易規(guī)模更大，議價(jià)能力更強(qiáng)。以2023年全國(guó)用電量第一的省份廣東省年共有39243家用戶直接參與廣東電力市場(chǎng)交易，其中直接參與批發(fā)市場(chǎng)交易的僅有4家19；2024年度交易中僅有1家用戶直接參與批發(fā)市場(chǎng)年度掛牌交易，沒有用戶直接參與批發(fā)市場(chǎng)年度雙邊協(xié)商交易和年度集中競(jìng)爭(zhēng)交易14。部分地區(qū)在2024年電力市場(chǎng)交易通知或電力零售市場(chǎng)交易規(guī)則中對(duì)電力用戶直接參與批發(fā)市場(chǎng)設(shè)置了年用電量的門檻，并且主要分為1000萬千瓦時(shí)以上（如廣東、青海）和500萬千瓦時(shí)及以上（如福建）。然而，四川和新疆在2024年的電力市場(chǎng)交易方案中則取消了對(duì)于工商業(yè)電力用戶直接參與電力市場(chǎng)的年用電量要求，從規(guī)則上減少了對(duì)電力用戶的限制。省級(jí)電力零售市場(chǎng)建設(shè)在2023年進(jìn)一步完善，共有17個(gè)省市（廣東、江蘇、浙江、河北、新疆、四川、安徽、福建、山西、云南、陜西、湖南、甘肅、天津、青海、吉林、海南）在2023年出臺(tái)或更新了電力零售市場(chǎng)或售電公司管理相關(guān)文件。這些文件明確了零售用戶和售電公司的權(quán)利和義務(wù)，明晰了零售交易組織過程和結(jié)算方式；規(guī)范了零售合同的簽訂，提供了零售合同范本，明確了零售套餐類型，加強(qiáng)了零售交易線上平臺(tái)建設(shè)，并要求零售合同的簽訂、變更或解除原則上在零售平臺(tái)上進(jìn)行。各地明確的電能量零售套餐類型主要包括固定價(jià)格類套餐、市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格類套餐、價(jià)格傳導(dǎo)類套餐、價(jià)差分成類套餐四類。其中，固定價(jià)格類套餐是指電力用戶與零售公司的成交價(jià)格為固定價(jià)格；市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格類套餐，部分地區(qū)也叫浮動(dòng)價(jià)格類套餐，是指成交價(jià)格隨選定的電力市場(chǎng)價(jià)格（電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格或電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格）變化而變化；價(jià)格傳導(dǎo)類套餐是將售電公司在批發(fā)市場(chǎng)交易結(jié)算均價(jià)傳導(dǎo)至電力用戶；價(jià)差分成類套餐是指售電公司與零售用戶在參考價(jià)的基礎(chǔ)上按照約定的比例分享收益或分?jǐn)倱p失。部分地區(qū)在2023年以來還針對(duì)綠色電力交易提出了綠色電力套餐，即在約定電能量?jī)r(jià)格的基礎(chǔ)上約定綠電交易電量和綠電環(huán)境價(jià)值，不同地區(qū)綠電零售套餐中綠電環(huán)境價(jià)值的約定方式也不相同（詳見第十章）。固定價(jià)格類套餐是目前電力用戶的主要選擇，幫助電力用戶控制電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。以廣東省為例ii，2023年和2024年年度電能量零售合同簽約結(jié)果顯示，超過98%的電力用戶選擇了“固定+市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)”的零售合同類型，在簽約總電量中占比也超過98%20,21。其中市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格部分電量占比分別為10.6%和10.8%20,21，剛好滿足10%的政府要求，電力用戶并沒有更多意愿超出政府規(guī)定簽署更多市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格電量。市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格類套餐中選擇的市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格包括年度和月度的中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易價(jià)格、現(xiàn)貨市場(chǎng)成交均價(jià)、月度電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格。與市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)價(jià)格類套餐關(guān)聯(lián)整個(gè)電力市場(chǎng)的交易價(jià)格不同，價(jià)格傳導(dǎo)類套餐則關(guān)聯(lián)售電公司在批發(fā)市場(chǎng)上各類交易合同的加權(quán)均價(jià)。這兩類零售套餐通常會(huì)疊加服務(wù)費(fèi)，用于售電公司在傳導(dǎo)批發(fā)市場(chǎng)交易價(jià)格的基礎(chǔ)上回收相應(yīng)服務(wù)成本?？紤]到煤電價(jià)格對(duì)電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)價(jià)格影響較大，部分地區(qū)（例如廣東、上海等地）在零售套餐設(shè)置過程中加入了煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)的選項(xiàng)。但從廣東電能量零售合同交易結(jié)果來看，選簽“煤電聯(lián)動(dòng)”的用戶很少，2023年沒有電力用戶選簽，2024年電力用戶選簽的用戶數(shù)量比例和電量比例分別為0.03%和0.02%，大部分電力用戶依然傾向于相對(duì)固定的用電價(jià)格20,21。為減少電力用戶在零售市場(chǎng)的購(gòu)電價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)，各地目前主要通過設(shè)置零售合同價(jià)格上下限和建立價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警機(jī)制這兩種方式避免用戶電價(jià)過高。對(duì)于第一種方式，廣東省直接對(duì)電能量零售交易中固定價(jià)格部分設(shè)置了價(jià)格上下限，且該價(jià)格上下限與批發(fā)市場(chǎng)年度交易上下限一致；云南省則將燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的1.2倍作為零售合同中固定價(jià)格部分的最高限價(jià)；浙江省可由電力用戶和售電公司協(xié)商是否設(shè)置封頂價(jià)格，封頂價(jià)格以（80%年度交易均價(jià)+20%月度交易均價(jià)）為基準(zhǔn)設(shè)置最高上浮系數(shù)。對(duì)于第二種方式，江蘇省在《關(guān)于做好2024年電力零售市場(chǎng)常態(tài)業(yè)務(wù)管理的通知》中設(shè)置了電力零售套餐關(guān)鍵參數(shù)風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警閾值，針對(duì)零售套餐中的固定價(jià)格和浮動(dòng)價(jià)格進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警。電力用戶與售電公司簽署零售合同時(shí)可選擇是否設(shè)置偏差考核條款，但部分地區(qū)鼓勵(lì)售電公司對(duì)于低電壓等級(jí)的零售用戶免除偏差考核。例如，浙江省在《浙江省電力零售市場(chǎng)管理辦法（試行）》中“鼓勵(lì)售電公司不對(duì)35千伏以下用電電壓等級(jí)的零售用戶進(jìn)行偏差考核”。在電力用戶在零售市場(chǎng)承擔(dān)的偏差考核與售電公司在批發(fā)市場(chǎng)偏承擔(dān)差考核的銜接方面，部分地區(qū)也提出了相關(guān)要求。例如，陜西省在《陜西省電力零售市場(chǎng)交易差考核費(fèi)用應(yīng)支付給售電公司用于其補(bǔ)償在批發(fā)市場(chǎng)承擔(dān)的偏差考核費(fèi)用。浙江省則規(guī)定售電公司收取的電力用戶偏差考核費(fèi)超出其在批發(fā)市場(chǎng)承擔(dān)的偏差考核費(fèi)用一定額度的，超出額度部分應(yīng)返還給按代理零售用戶。各地區(qū)在零售市場(chǎng)中針對(duì)分時(shí)交易用戶主要通過兩種方式應(yīng)用分時(shí)電價(jià)相關(guān)政策，其一是直接約定平段價(jià)格，其余時(shí)段按照規(guī)定價(jià)格峰谷比浮動(dòng)（例如廣東?。?；其二是針對(duì)不同時(shí)段分別約定價(jià)格，更精細(xì)地用各時(shí)段的價(jià)格反映單個(gè)用戶的用電特性和市場(chǎng)供需（例如陜西?。?。隨著電力零售市場(chǎng)的發(fā)展和對(duì)于售電公司風(fēng)險(xiǎn)管理的加強(qiáng)，售電公司在經(jīng)歷了2022年的大量退市之后，在2023年整體數(shù)量相對(duì)穩(wěn)定。以廣東電力市場(chǎng)為例，截至2023年底，售電公司數(shù)量累計(jì)數(shù)量為313家，較2022年底凈增加了29家19,22。其中獨(dú)立售電公司是主要經(jīng)營(yíng)主體，在全部售電公司中約占85%。在各類售電公司中，發(fā)電背景的售電公司參與交易的比例最高，而獨(dú)立售電公司和電網(wǎng)背景售電公司參與交易的比例較低。然而隨著售電公司管理規(guī)范加強(qiáng)，未開展實(shí)質(zhì)性業(yè)務(wù)的售電公司逐步被清退，獨(dú)立售電公司參與交易比例從2021年的32%上升到2023年的54%19,23。從圖表15和圖表16展示的廣東電力市場(chǎng)售電公司交易情況中可以看出19,22,23：發(fā)電背景售電公司用戶中電力大用戶比例較高，因而能夠以約三成的零售用戶數(shù)量占據(jù)約六成的零售電量。發(fā)電背景售電公司在電源方面的優(yōu)勢(shì)，能夠幫助其為電力用戶提供更低的售電價(jià)格和相對(duì)穩(wěn)定的電力來源。2021年到2023年，發(fā)電背景售電公司零售電量占比不斷提升。廣東零售交易結(jié)果顯示，發(fā)電背景售電公司的零售用戶度電單價(jià)最低，2022年和2023年分別比市場(chǎng)均價(jià)低19元/兆瓦時(shí)和8元/兆瓦時(shí)。憑借大用戶規(guī)模效應(yīng)帶來的更低的度電管理成本，發(fā)電背景售電公司度電收益在所有類別中最低，2022年和2023年分別比市場(chǎng)均價(jià)低7元/兆瓦時(shí)和4元/兆瓦時(shí)。6020222023元/元/11元/元/圖表15 廣電力市場(chǎng)公市占有情況公司數(shù)量454公司數(shù)量454售電公司參與交易數(shù)量占284313

零售電量(億千瓦時(shí))占比

零售用戶占比0

2021

2022

2023

0

2,9367%7%5%2%64%38%57%49%

2,9882022

3,140100%2023

61%6%61%6%9%3%58%63%40%33%28%

2022

39,416100%2023發(fā)電背景 獨(dú)立售電 電網(wǎng)背景 發(fā)電背景 獨(dú)立售電 電網(wǎng)背來廣電力交中落基山研究所圖表廣電力市場(chǎng)公司價(jià)格和電收益情況零售用戶度電單價(jià)元/兆瓦時(shí)02022

2023

元/兆瓦時(shí)16202022

獨(dú)立售電電網(wǎng)背景均價(jià)發(fā)電背景2023預(yù)參與零售市場(chǎng)將依然是電力用戶直接參與電力市場(chǎng)的主要方式。零售市場(chǎng)上各類售電公司將繼續(xù)保持多元化發(fā)輸配電價(jià)分類歸并，并按電壓等級(jí)核定，還原電網(wǎng)物理屬性2023年515（2023-2025需此輪省級(jí)輸配電價(jià)核定明確了工商業(yè)用戶用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加組成，并首次將以往涵蓋在輸配電價(jià)中的上網(wǎng)線損費(fèi)用以及系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行單列。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括抽水蓄能容量費(fèi)用、煤電容量費(fèi)用、輔助服務(wù)費(fèi)用等。根據(jù)此前國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局發(fā)布的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》25（以下簡(jiǎn)稱《監(jiān)審辦法》）和《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》26（以下簡(jiǎn)稱《定價(jià)辦法》），電力用戶類別由過去的居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、大工業(yè)、一般工商業(yè)用電四類逐步合并為三類，即居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以及工商業(yè)用電（其中包括大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶同電壓等級(jí)的工商業(yè)用戶將執(zhí)行相同的價(jià)格。過去工商業(yè)用戶分為一般工商業(yè)用戶和大工業(yè)用戶，分別在核算輸配電價(jià)時(shí)納入了不同的交叉補(bǔ)貼，導(dǎo)致同電壓等級(jí)的用戶執(zhí)行不同價(jià)格的情況發(fā)生。在新的標(biāo)準(zhǔn)下，一般工商業(yè)用戶和大工業(yè)用戶被統(tǒng)一為工商業(yè)用戶，交叉補(bǔ)貼也得到統(tǒng)一，對(duì)電力用戶及其相應(yīng)價(jià)格結(jié)構(gòu)進(jìn)行了進(jìn)一步完善，有力地提升了價(jià)格體系的透明度和公平性。工商業(yè)用戶按照電壓等級(jí)和用電容量可選擇執(zhí)行單一制電價(jià)或兩部制電價(jià)iii。《第三監(jiān)管周期通知》規(guī)定用電容量在100千伏安及以下的，執(zhí)行單一制電價(jià)；100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執(zhí)行單一制或者兩部制電價(jià)；315千伏安及以上的，執(zhí)行兩部制電價(jià)。1?6見圖表（元（元）圖表二三監(jiān)周期各省電網(wǎng)需價(jià)比容系數(shù)匯總青海南（一般）上海（一般）0.0 0.5 1.0 系數(shù)（需量電價(jià)/電容電價(jià)）來源：國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所（需需量電價(jià)沒有區(qū)分電壓等10千伏及以下的用戶還是220（需需需（需圖表圖表18 分份容電壓等級(jí)差匯總山東山西廣東江蘇山東山西廣東江蘇元/千瓦·）20100

電壓等級(jí)（千伏）調(diào)整后的價(jià)還對(duì)配激勵(lì)機(jī)電選擇需價(jià)進(jìn)行結(jié)算每千伏安電量達(dá)到260瓦以上當(dāng)需價(jià)按核定標(biāo)準(zhǔn)的90%行對(duì)電系統(tǒng)來新的需價(jià)模式更加準(zhǔn)確地反映了不同電壓等級(jí)用需要承擔(dān)的變壓器容量成尤其是針對(duì)單位供電容量在當(dāng)利用小時(shí)數(shù)高的用（即 在需電費(fèi)上給予優(yōu)在長(zhǎng)期更地電網(wǎng)輸電容量建設(shè)和維護(hù)的成本用來一變更將影響電用需量電費(fèi)的選報(bào)策過去采用容量電價(jià)劃算的用在新的需量電價(jià)結(jié)構(gòu)下能選擇需價(jià)比較劃算。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用實(shí)現(xiàn)單列，抽水蓄能電站容量電價(jià)和成本回收機(jī)制得到明確對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行單列是此輪省級(jí)輸配電價(jià)核定的亮點(diǎn)之一，本部分重點(diǎn)關(guān)注系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用中的抽水蓄能容量電費(fèi)，關(guān)于煤電容量電費(fèi)和輔助服務(wù)費(fèi)用的內(nèi)容將在后續(xù)章節(jié)展開討論。在2023年5月輸配電價(jià)重新核定并單列系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用的同時(shí)，國(guó)家發(fā)展改革委還核定發(fā)布了抽水蓄能電站容量電價(jià)，明確了2021年4月《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》27中關(guān)于抽水蓄能“容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收”的具體方式。抽蓄電站的成本回收機(jī)制得到明確，固定成本將由容量電價(jià)進(jìn)行回收，運(yùn)行成本由充放電價(jià)差進(jìn)行回收和獲取收益。在已經(jīng)公布的核定在運(yùn)及2025年底前擬投運(yùn)的48座抽水蓄能電站容量電價(jià)表中28（詳見圖表19），容量電價(jià)的均值為507.61元/千瓦，裝機(jī)容量的均值為114萬千瓦。有22座電站的容量電價(jià)高于均值。容量電價(jià)最高的電站是位于安徽的響洪甸電站，裝機(jī)容量為8萬千瓦，容量電價(jià)為823.34元/口電站，裝機(jī)容量為27萬千瓦，容量電價(jià)為289.73元/千瓦。48座抽水蓄能電站中，裝機(jī)規(guī)模為120萬千瓦的電站最多，有21座。圖表19 抽蓄電站裝機(jī)容量容價(jià)匯總元/）00 500 1,000 1,500 2,000 3,000 3,500 4,000 抽水蓄能電站累計(jì)裝機(jī)容量(萬千瓦)

5,500

林河?xùn)|來源：國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所（的抽水蓄能電站年度總?cè)萘抠M(fèi)用規(guī)模在2023-2025年間都有持（圖表2025抽水蓄能電站容量費(fèi)用折價(jià)約在3-4厘/0.8-1/（圖表21）。圖表20 三監(jiān)周期內(nèi)各省市抽蓄年度容電費(fèi)匯億元）東北蒙西華北西北華中華東西南南方40東北蒙西華北西北華中華東西南南方30201002023 2024 2025來源：國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)，落基山研究所注：四川、云南、廣西、貴州未公布抽蓄年度容量電費(fèi)山東山西圖表21 分度業(yè)電與抽蓄容電費(fèi)關(guān)系圖山東山西）遼寧江蘇遼寧江蘇工商業(yè)用電量 抽水蓄能容量電費(fèi)折價(jià)來源：國(guó)家電網(wǎng)，中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)，落基山研究所

0.75抽水蓄能容量電費(fèi)折價(jià)（分/千瓦時(shí)）0.50抽水蓄能容量電費(fèi)折價(jià)（分/千瓦時(shí)）0.250.750.500.252023112204年1330確定：2024-2025（圖表即每年每千瓦100元165元發(fā)電側(cè)容量電價(jià)水平，即固定成本回收比例，與所在省網(wǎng)可再生能源產(chǎn)銷情況有關(guān)。本次容量電價(jià)為每年每千瓦165元7個(gè)省網(wǎng)，與可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重前7位的省區(qū)高度重合（除河南外均位列前7位）：四川、云南、青海責(zé)任權(quán)重達(dá)70%，湖南、廣西、重慶均超過40%（圖表23.a）。就河南而言，雖然其消納責(zé)任權(quán)重不突出，但其煤電角色轉(zhuǎn)型速度較快，數(shù)據(jù)顯示，河南火電利用小時(shí)數(shù)僅高于西藏和東北三?。▓D表23.c），較全國(guó)均值偏低約20%。圖表22 各省電容價(jià)和容電費(fèi)折價(jià)發(fā)電側(cè)收益 用戶側(cè)費(fèi)用分?jǐn)?用戶側(cè)費(fèi)用分?jǐn)偸〖?jí)電網(wǎng) 2024-2025年容量電元/千） 2024年1月煤電容量電費(fèi)折元/千瓦） 2024年2月煤電容量電費(fèi)折元/千瓦）北京1000.0095810.013798天津1000.01230.0172冀北1000.01470.0221河北1000.01950.0271山西1000.0142740.015273山東1000.01900.0225蒙西1000.01390.0137蒙東1000.0116510.012280遼寧1000.0114210.003450吉林1000.021760.032494黑龍江1000.0160000.016000上海1000.01420.0173江蘇1000.01580.0225浙江1000.01400.0255安徽1000.02100.0205福建1000.01610.0212江西1000.016080.01881河南1650.0367750.037298湖北1000.01800.0254湖南1650.037080.04862重慶1650.0286210.034697四川1650.00750.0090陜西1000.01970.0216新疆1000.0151080.017263青海1650.0046760.004634寧夏1000.01240.0137甘肅1000.0122790.013358深圳100--廣東100--云南165-0.006006海南100--貴州100--廣西1650.02300.028021來源：國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)，各省級(jí)電力公司，北極星電力網(wǎng)，落基山研究所圖表23 各省容量電費(fèi)折容量電費(fèi)折占比可再生能源消納責(zé)任權(quán)重電電占比電利用小時(shí)數(shù)布示意圖）河南重慶廣西湖南云南青海四川河南重慶廣西湖南云南青海四川0.2）云南 云南 青海 四川0.25）

0.3

0.4

0.5廣西 湖南 重慶廣西湖南重慶0.50 0.75

0.6 河南 河南云南 河南 廣西青海 湖南四川 重慶 云南河南廣西青海湖南四川重慶3,000 3,500 4,000

4,500

5,000青海四川廣西重慶河南 湖南）青海四川廣西重慶河南 湖南0.01年1）

0.02 0.03青海 四川 廣西重慶 湖南 河南青海 四川廣西重慶湖南河南0.025 0.050 0.075來源：國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì),中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì),各省級(jí)電力公司,北極星電力網(wǎng),落基山研究所全體工商（圖表1/在披露信息的2820241250%。在28以2024年1月為例（163?0%～5?0%處于2.0%3.0%和5.0%～6.0%兩個(gè)區(qū)間內(nèi)的省網(wǎng)各有48.016%。（圖表23.d圖表33火電發(fā)電量占全部發(fā)電量的比例普遍接近或高于圖表23.（煤圖表22（如2月春節(jié)期間個(gè)披露1210個(gè)省網(wǎng)升幅超過30%。2024100元302024100元的容31（蘇等（如煤電（如抽蓄格結(jié)構(gòu)與收益模式也趨于一致。（3-5202465“電能量20232,3，2024年2國(guó)家層面對(duì)輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)行統(tǒng)一規(guī)范的交易和價(jià)自從201835（調(diào)峰、調(diào)頻、備用三種輔助服務(wù)的價(jià)格計(jì)算方式和價(jià)格上限得以明確：2022年320億元3在202325億3調(diào)峰（K值是用于衡量發(fā)電單元響應(yīng)AGCKK值的乘原則上調(diào)頻里程出清價(jià)格上限不超過每千瓦0?10.04-0.2元的區(qū)間38,39,4部分省份參與電能量市場(chǎng)交易的上網(wǎng)新能源電量分?jǐn)傎M(fèi)用有望下降：此次《通知》中明確規(guī)定調(diào)峰服務(wù)的理論價(jià)格上限為當(dāng)?shù)仄絻r(jià)新能源項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)，將避免上述這種價(jià)格倒掛情況的發(fā)生，降低參與電能量市場(chǎng)交易的上網(wǎng)新能源電量的分?jǐn)偝杀?。但與此同時(shí)，新能源也將面臨電能量市場(chǎng)交易價(jià)格存在較高不確定性的風(fēng)險(xiǎn)（見下一條關(guān)于新能源參與電力市場(chǎng)部分）。儲(chǔ)能在輔助服務(wù)市場(chǎng)中收益受限，應(yīng)更積極參與現(xiàn)貨市場(chǎng)：對(duì)于已經(jīng)開展連續(xù)運(yùn)行現(xiàn)貨市場(chǎng)地區(qū)而言，若現(xiàn)貨市場(chǎng)的限價(jià)確實(shí)能進(jìn)一步放開以引導(dǎo)激勵(lì)調(diào)峰行為，儲(chǔ)能資產(chǎn)有望利用更大峰谷差來獲取更高利潤(rùn)。對(duì)于無現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的地區(qū)或時(shí)段，調(diào)峰服務(wù)的限價(jià)有可能降低儲(chǔ)能的相關(guān)收益。在調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)中，價(jià)格上限同樣會(huì)限制儲(chǔ)能資產(chǎn)在調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)中的收益，除此以外，根據(jù)國(guó)際經(jīng)驗(yàn)，調(diào)頻服務(wù)的供給增速一般高于調(diào)頻服務(wù)的需求增速，因此調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)更易飽和從而導(dǎo)致價(jià)格下行。程度更高的價(jià)格沖擊2030年新能源全面參與市場(chǎng)交易”國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，20234368454.32022346538%。iv包括綠電交易是新能源參與市場(chǎng)化交易的主部分地區(qū)對(duì)新能源項(xiàng)目參與省內(nèi)中長(zhǎng)期交易和省間電力交易的交易電量提出了限制：省2023年和2024年都要求集中式光伏發(fā)電和風(fēng)電綠電年度交易電量不超過900小時(shí)和1800小時(shí)44,45（約占總發(fā)電量的75%）。20242024年蒙西地區(qū)可再生202432007電力市場(chǎng)相關(guān)成員共同承擔(dān)收購(gòu)責(zé)任。20242023202324）。圖表24蒙西、新疆和寧夏電網(wǎng)風(fēng)電和光伏優(yōu)先發(fā)電量利用小時(shí)電網(wǎng)2024年2023年2022年蒙西初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電53（30028（折算利用小時(shí)數(shù)20002000初步安排常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量16億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)250小時(shí)），領(lǐng)跑者項(xiàng)目26億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)1500小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)收購(gòu)；低價(jià)項(xiàng)目1500小時(shí)以內(nèi)電量按照競(jìng)價(jià)價(jià)格執(zhí)行。、初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)5502000按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算；低價(jià)項(xiàng)目2000小時(shí)以內(nèi)電量按照競(jìng)價(jià)價(jià)格結(jié)算。初步安排常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)4501500按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算；低價(jià)項(xiàng)目1500初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)11002000小時(shí)以內(nèi)電量按照競(jìng)價(jià)價(jià)格結(jié)算。初步安排常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電90015001500小時(shí)以內(nèi)電量按照競(jìng)價(jià)價(jià)格結(jié)算。新疆148.826.42非平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電利用小時(shí)1330142.472.574.310.93800小時(shí)（其中，列入第一批發(fā)電側(cè)光伏儲(chǔ)能聯(lián)100），67.33178.216.43非平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電利用小時(shí)1600171.78109.08國(guó)家示范光熱項(xiàng)目實(shí)行全額保障收購(gòu)，計(jì)4.920.93小時(shí)（其中，列入第一批發(fā)電側(cè)光伏儲(chǔ)100），計(jì)劃電量103.23億千瓦時(shí)。79.345.95240026.621900、180046.77440小時(shí)。56.712.2629.631500、1350小時(shí)；非保障性光伏24.82億千280加100小時(shí)。寧夏風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃55.35億千瓦時(shí)58.75占75占風(fēng)來源：內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局,新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì),寧夏回族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì),落基山研究所整理70.3870.38/0.4207/202320242023（圖表25 南省全容量并網(wǎng)新能源行燃煤電基準(zhǔn)價(jià)電量比例全容量并網(wǎng)時(shí)間2021/1/1-2023/7/312023/8/1-2023/12/312024/1/1-2024/6/302024/7/1-2024/12/31光伏發(fā)電100%80%65%55%風(fēng)電60%50%45%來源：云南省發(fā)展和改革委員會(huì),落基山研究所整理2024圖表2024青海夏電價(jià)格峰浮動(dòng)比例青海：峰-上浮≥63%其他電源：峰-上浮谷-下浮寧夏新能源：峰-上浮≥30%谷-下浮≥30%煤電：峰-上浮≥50%谷-下浮≥50%來源：青海省能源局,寧夏回族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì),落基山研究所整理以已經(jīng)正式運(yùn)行和連續(xù)結(jié)20241試行征求意見稿）對(duì)較小。但對(duì)于參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的新能源項(xiàng)目，無中長(zhǎng)期持倉(cāng)要求，結(jié)算受現(xiàn)貨加權(quán)均價(jià)影響較大。?蒙西和甘肅新能源項(xiàng)目整體入市比例較高，但對(duì)于參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的新能源項(xiàng)目有高比例中長(zhǎng)期持倉(cāng)要求，并且設(shè)置了風(fēng)險(xiǎn)防范補(bǔ)償回收機(jī)制，減少了現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)對(duì)新能源項(xiàng)目收益的影響。202212220kV202420241202311試行中提出新能源項(xiàng)目可同時(shí)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)和綠圖表地新能源參電現(xiàn)貨市場(chǎng)比參與方式參與電量交易模式山西）平價(jià)、扶貧等未入市的新能源場(chǎng)站，可自愿選擇參與市場(chǎng)。選擇入市后，不得退市，并需同步參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)、市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)費(fèi)用的分?jǐn)偱c返還?！爸虚L(zhǎng)期合約僅作為結(jié)算依據(jù)管理市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)、現(xiàn)貨交易采用全電量集中競(jìng)價(jià)”山東V“報(bào)量報(bào)價(jià)”按自愿原則選擇全電量報(bào)量報(bào)價(jià)電量比例按照政府批復(fù)價(jià)格結(jié)算。全電量競(jìng)價(jià)模式廣東“報(bào)量報(bào)價(jià)”。）蒙西“報(bào)量報(bào)價(jià)”電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)。設(shè)置新能源風(fēng)險(xiǎn)防范補(bǔ)償回收機(jī)制甘肅“報(bào)量報(bào)價(jià)”設(shè)置風(fēng)險(xiǎn)防范補(bǔ)償回收機(jī)制來源：各省電力交易中心,落基山研究所整理預(yù)計(jì)短期內(nèi)部分地區(qū)在相關(guān)價(jià)格機(jī)制上依然會(huì)利用中長(zhǎng)期市場(chǎng)合約作為風(fēng)險(xiǎn)中公布內(nèi)容2023202389628.644.52.51.8%2023500（見圖表2820232023年底累計(jì)(萬千瓦) 2023新增(萬千瓦)省份 集中式 分布式 總計(jì) 集中式 同比 分布式 同比 總計(jì)增幅 增幅河南637.43093.693731.098.61.37%1389.4981.53%1398.09江蘇1155.82772.243928.04202.521.24%1217.0478.26%1419.54山東1593.754098.765692.51344.0527.53%1078.5635.71%1422.61安徽1285.921937.143223.06222.1220.88%846.8477.67%1069.06浙江667.052689.583356.6353.658.75%764.0839.68%817.63河北3023.852392.595416.441029.7551.64%531.3928.55%1561.14江西981.071012.071993.14285.9741.14%505.3799.74%791.24湖南399.23852.531251.76113.1339.54%502.73143.72%615.86福建44.16830.37874.534.9612.65%404.5795.01%409.63湖北1749.2738.092487.29773.679.29%397.99117.02%1171.59山西1824.08666.372490.45567.0845.11%227.6751.90%794.75遼寧521.48436.18957.66140.1836.76%216.8898.90%357.06陜西1825.7466.362292.0663252.94%143.8644.61%775.86天津299.17190.37489.54177.47145.83%91.4792.49%268.94上海39.79249.64289.4315.7965.79%78.7446.07%94.63黑龍江396.1168.8564.929.27.96%60.455.89.6重慶87.8571.8159.6533.6562.08%56.7375.50%90.35寧夏2011.54125.032136.57519.9434.86%32.8335.61%552.87吉林340.13119.65459.7845.5315.45%27.6530.05%73.18甘肅2414.8103.982518.781103.984.21%18.4821.61%1122.38四川522.8250.75573.57349.82202.21%17.5552.86%367.37北京5.1103.31108.4100.13.1114.53%13.11青海2520.9819.232540.21715.4839.63%3.5322.48%719.11西藏251.515.09256.675.6142.98%2.89131.36%78.5新疆2877.5917.982895.571437.2999.79%-8.92-33.16%1428.37來源：國(guó)家能源局,落基山研究所380分布式光伏發(fā)展受接入容量限制2023660除上述6200（分布式光伏已無新增接入空間。3010隨著省級(jí)現(xiàn)貨市場(chǎng)的推進(jìn)，各省調(diào)整峰谷格外關(guān)注。20231117202410:00-15:00513征求意見，將中午的低谷時(shí)段減少為兩小時(shí)，12:00-14:00，盡管光伏發(fā)電時(shí)段對(duì)應(yīng)的低谷時(shí)長(zhǎng)降低了，但整體上分布式光伏收益有所降低。長(zhǎng)期趨勢(shì)來看，峰谷電價(jià)的調(diào)整將不利于分布式光伏。5202360量市場(chǎng)收益將愈發(fā)重要內(nèi)蒙古：電能量市場(chǎng)交易收益+容量收益的收益模式（暫行納入示范項(xiàng)目的電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站享受容量補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計(jì)算，補(bǔ)償上限暫按0?35元/10如有容量市場(chǎng)或容量電價(jià)相關(guān)政策出山西：新型儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)與調(diào)頻市場(chǎng)交易V14因現(xiàn)貨市場(chǎng)與調(diào)一次調(diào)頻市場(chǎng)需求為日新能源場(chǎng)站預(yù)測(cè)最大出力的105-10元/MW49均價(jià)支付。2023年全省電力廣東：獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)交易廣東省為促進(jìn)新型儲(chǔ)能發(fā)展，出臺(tái)了包括促進(jìn)其進(jìn)入電力市場(chǎng)交易、新能源配建儲(chǔ)能等多種措施。2023年，廣東省發(fā)展改革委和能源局發(fā)布文件推進(jìn)新能源發(fā)電配建新型儲(chǔ)能。按照分類實(shí)施的原則，2022年以后新增規(guī)劃的海上風(fēng)電項(xiàng)目以及2023年7月1日以后新增并網(wǎng)的集中式光伏電站和陸上集中式風(fēng)電項(xiàng)目，按照不低于發(fā)電裝機(jī)容量的10%、時(shí)長(zhǎng)1小時(shí)配置新型儲(chǔ)能50。在推進(jìn)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)方面，2023年，廣東省能源局印發(fā)《廣東省新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)交易實(shí)施方案的通知》，對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能、電源側(cè)儲(chǔ)能、用戶側(cè)儲(chǔ)能均提出了不同的電力市場(chǎng)參與方式。跟內(nèi)蒙古、陜西相似，獨(dú)立儲(chǔ)能電站作為獨(dú)立主體參與電力中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)交易。參與電能量交易時(shí)，在充電時(shí)購(gòu)買電量，在放電時(shí)段出售電量。獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，獨(dú)立進(jìn)行現(xiàn)貨電量交易申報(bào)，現(xiàn)貨市場(chǎng)充放電價(jià)格均采用所在節(jié)點(diǎn)的分時(shí)電價(jià)。獨(dú)立儲(chǔ)能按照南方區(qū)域輔助服務(wù)交易規(guī)則相關(guān)規(guī)定，報(bào)量報(bào)價(jià)參與區(qū)域調(diào)頻、跨省備用等輔助服務(wù)市場(chǎng)交易。電源側(cè)儲(chǔ)能電站聯(lián)合發(fā)電企業(yè)作為整體參與電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，其交易模式與電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能類似。用戶側(cè)儲(chǔ)能電站聯(lián)合電力用戶作為整體參與電能量市場(chǎng)和需求響應(yīng)市場(chǎng)，參與批發(fā)(中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨)或零售電能量交易，根據(jù)峰谷價(jià)差削峰填谷降低購(gòu)電成本。用戶側(cè)儲(chǔ)能聯(lián)合電力用戶，參與日前邀約需求響應(yīng)等交易品種，按照市場(chǎng)競(jìng)價(jià)出清價(jià)格和有效響應(yīng)容量獲得需求響應(yīng)收益。新疆：電能量市場(chǎng)+容量補(bǔ)償+調(diào)峰輔助服務(wù)的收益模式2023年5月，新疆發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于建立健全支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展配套政策的通知》，對(duì)新型儲(chǔ)能建立了參與電能量市場(chǎng)、容量補(bǔ)償（或容量租賃）和調(diào)峰輔助服務(wù)的收益模式。新疆獨(dú)立儲(chǔ)能以獨(dú)立身份全部或者部分容量參與電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期交易或現(xiàn)貨交易以及輔助服務(wù)市場(chǎng)，但當(dāng)前新疆新疆對(duì)建成并網(wǎng)的獨(dú)立儲(chǔ)能電站實(shí)施容量補(bǔ)償，但補(bǔ)償規(guī)模較內(nèi)蒙古小而且逐年快速遞減。2025年底前，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按放電量計(jì)算，2023年暫定0.2元/千瓦時(shí)，2024年起逐年遞減20%（即2024年補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)0.16元/千瓦時(shí)、2025年補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)0.128元/千瓦時(shí)），補(bǔ)償所需資金暫由全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)?。?duì)于容量租賃，支持獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目通過出售、租賃調(diào)峰容量等共享服務(wù)回收建設(shè)成本，但對(duì)應(yīng)容量不再享受容量電價(jià)補(bǔ)償；發(fā)展改革委按年度發(fā)布容量租賃參考價(jià)格（2023年參考價(jià)暫定300元/千瓦·年）。新能源企業(yè)和共享儲(chǔ)能項(xiàng)目企業(yè)根據(jù)當(dāng)年租賃參考價(jià)簽訂10年以上長(zhǎng)期租賃協(xié)議或合同。在調(diào)峰輔助服務(wù)方面，在全網(wǎng)棄風(fēng)棄光時(shí)段根據(jù)調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，對(duì)其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0?55元/千瓦時(shí)，其放電量按照0?25元/千瓦時(shí)結(jié)算，不再享受容量電價(jià)補(bǔ)償，電網(wǎng)企業(yè)在同等條件下確保優(yōu)先調(diào)用儲(chǔ)能設(shè)施。電能量市場(chǎng)將是獨(dú)立儲(chǔ)能收益的最重要來源，輔助服務(wù)和容量收益預(yù)期有不確定性中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨市場(chǎng)一是二是2024年230.015三是1122小時(shí)系統(tǒng)的配2023年綠電和綠證市場(chǎng)保持快速擴(kuò)容狀態(tài)。交易量方面，2023年全國(guó)綠電交易量為685億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)278%，其中國(guó)網(wǎng)地區(qū)611億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)327%51。2023年1-7月全國(guó)綠證交易量為2617萬個(gè)52，較2022年全年綠證交易量增長(zhǎng)170%53。價(jià)格方面，國(guó)網(wǎng)地區(qū)2023年綠電的環(huán)境價(jià)值均價(jià)為6.5分/千瓦時(shí)；南網(wǎng)地區(qū)綠電價(jià)格元/個(gè)略微上升2023年8月起，每張平價(jià)綠證價(jià)格較前七個(gè)月下降了9-10元57。 +278%0.23%0.34% 87181685800700600億千瓦時(shí)500億千瓦時(shí)4003002001000

2022

1.40%1.20%1.00%0.80%0.60%0.40%0.20%0.00%

3,0002,5002,0001,5001,0005000

+170%+170%969622022

90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%全國(guó)綠電交易量 來源：中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì),水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院,落基山研究所

綠證交易量 綠電交易對(duì)應(yīng)綠證占比%2023年8修訂稿)582022“市場(chǎng)主體應(yīng)分別明確電能量?jī)r(jià)格與綠色電綠證地位進(jìn)一步提升，是綠電環(huán)境價(jià)值的唯一代表。20238。1044（含分散式風(fēng)電和海上風(fēng)電）、太陽能60發(fā)電（含分布式光伏發(fā)電和光熱發(fā)電）、常規(guī)水電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)崮馨l(fā)電、海洋能發(fā)電等已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，增加了集中競(jìng)價(jià)交易方式，強(qiáng)化了綠證角色和地位，明確了綠證是可再生能源電量