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近期，我国电力现货市场改革步伐加快。 11月初，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设的通知》，要求尽快实现全国电力现货市场全覆盖。 9月，上述两部门还发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，这是2015年“新电改”以来出台的首个国家级电力现货市场建设规则。
政策加速将推动我国电力现货市场建设步入快车道，对可再生能源、商业储能、虚拟电厂等领域发展产生积极影响。 本文解读了我国电力现货市场的发展现状和政策结构，并对电力现货市场的影响进行了详细分析。
文本
2023年9月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《规则》），对电力现货市场的建设路径、机制设计和运行做出了明确规定。我国电力现货市场的要求。 统一规格。 近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设的通知》（以下简称《通知》），进一步推进电力现货市场建设。明确电力现货市场建设要求。 随着政策的不断推动，我国电力现货市场建设进入快车道，将对可再生能源、商业储能、虚拟电厂等领域发展产生积极影响。
我国电力现货市场发展现状
（一）市场化改革持续推进，市场交易量快速增长。
2015年，国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文件”），标志着电力市场化改革拉开序幕。 此后，我国电力市场化进程加快，电力市场化交易规模稳步增长。 国家能源局数据显示，2023年上半年，我国社会总用电量4.31万千瓦时，同比增长5.0%； 其中，全国各电力交易中心组织完成市场化交易2.65万亿千瓦时，同比增长6.7%，占全年社会用电量的61.5%同比提高0.9个百分点。
（二）新型电力体系需求驱动新一轮“电改”
以“9号文”出台为起点的电力市场改革的核心思想是“控制中间、放开两端”，即控制中间的输配电价，让发电端和用户端全面市场化，突出贡献在于中长期电能交易市场的建设。 2020年以来从地方到国家层面启动的电力体制改革试点和推进，本质上是新电力体制需求驱动的新一轮“电改”。 其核心诉求是在新能源发电比重逐年增加、储能等多元主体广泛参与的背景下，解决源、网、荷、储的价格机制，促进能源生产和消费革命，保障国家能源安全。 包括加快建立电力现货市场。
（三）全省电力现货市场分两批试点
2017年，南方（以广东为首）、内蒙古西部、山西、山东等8个地区成为首批试点地区，正式启动电力现货市场建设试点工作。 目前，均已进入结算试运营阶段。 2021年，第二批试点新增上海、江苏、安徽等6个地区，模拟试验已全部启动。 非试点省份也纷纷开始建设现货市场。 截至目前，全国已有23个地区实施电力现货市场试运行，其中山东、山西、甘肃、蒙西等6个地区实现正常运行。 从各省区电力现货市场运行表现来看，电价变化基本反映了当地电力资源的实时供需情况，呈现出一定的区域特征。 例如，2022年10月至2023年8月，山西省现货电力市场月度价差维持在最大值1500元/MWh（即结算电价上限为1500元/MWh，下限为0元/MWh每月），说明目前价格上下限的设定并不能完全反映市场供需情况； 同时，山西电力月均现货电价有一半以上时间高于燃煤标杆电价，推测主要是火电交易比例过高所致。
（四）省际电力现货市场进入试运行阶段
省际电力现货市场旨在加强跨省区电力交易市场化，实现更大范围的资源优化配置。 2022年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年初步建立全国统一电力市场体系，跨省区市场化资源配置和绿色电力交易规模大幅增长。 2022年1月1日，省际电力现货市场正式试运行。 2022年7月以来，南方区域现货市场开展模拟操作和多轮送电操作。 市场范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）。 预计年底前分阶段、分批开展。 短周期结算操作。 2023年6月，首个基于云架构的跨省电力现货市场技术支撑系统正式上线运行。 据悉，该系统已覆盖国家电网公司运营区域内的所有省级电网和蒙西电网，支持28个省级电网6000多家运营主体开展跨省电力现货交易。
近期政策加速电力现货市场建设
（一）建立基本框架
作为首个国家电力现货市场规范性文件，此次发布的《规则》从建设目标、基本原则、建设路径、衔接机制等多个方面进行了规定，建立了电力现货市场的基本规则框架。市场，为现货市场提供基础。 构建为规则提供了基础。 例如，明确电力现货市场建设的总体目标包括“促进可再生能源消纳”和“促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型”； 明确发电侧价格由电能价格、辅助服务费等组成，用户侧用电价格由电能价格、输配电价、电网链路线损成本等组成、系统运行费、政府性基金及附加费等，并规定市场涨跌停板的运行规则和设定原则； 规范电力现货市场建设和运营，包括日前、日内、实时电能交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代购电等的统筹协调.; 扩大市场准入范围，首次明确将负荷聚合商、储能、虚拟电厂纳入市场交易主体； ETC。
（二）明确的推广时间表
近期发布的《通知》进一步明确了现货市场建设要求，推动各地现货市场建设步伐。 例如，对各省/地区、省际间现货市场的建设和运行提出了明确的时间要求，加快了各试点市场的进程。 其他地区也力争2023年底前具备结算试运行条件； 在扩大经营主体范围方面，明确2030年是新能源全面参与市场交易的时间节点，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新主体参与电力市场交易。通过市场价格信号进行市场交易； 协调现货电力交易、中长期交易、辅助服务等衔接，完善价格体系，探索建立容量补偿机制。 ETC。
对电力现货市场的影响分析
（一）促进可再生能源消费
此次《规则》明确将“促进可再生能源消纳”列为电力现货市场建设的目标之一。 现实中，当新能源发电量大幅增加、火电供应充足时，电力现货市场电价将大幅下降，这将产生两个作用：一是引导火电企业降低电价。它们的产量以及电力现货市场的低价将鼓励火力发电。 机组降低发电负荷，容纳更多新能源发电； 其次，刺激电力用户增加用电需求，从而增加用户用电量，有利于消纳新能源。 总体来看，电力现货市场将推动火电向基础性、支撑性、调节性电源转变，鼓励分布式电源、储能等新主体发展，引导用户逐步从“按需供电”转向到“价格上的力量”。 “转型推动源、网、荷储新生态形成。对于光伏、风电等绿色电力，虽然现货电价存在压力，但单位建设成本快速下降有望抵消压力随着国家核证自愿减排（CCER）的重启和绿色电力交易规模的扩大，其价值可能会增加并更多地体现在环境溢价中。
（2）优化储能商业模式
从欧美的发展经验来看，电力现货市场改革和机制完善是为储能发展创造良好环境的重要因素。 电力市场化是储能在电网、供电、用户侧发挥多重作用，创造利润空间，真正推动产业发展的长期手段。 近年来，政策推动国内工商业分时电价机制完善，电价市场化程度不断提升。 分时电价机制下，全国峰谷电价差逐渐拉大。 工商业储能系统可以通过错峰充电和高峰用电节省用户电费，拓宽工商业储能利润空间，促进工商业储能发展。 。 目前，根据相关机构测算，工商业用户侧储能在部分省份已取得优异的经济效益。 如果仅考虑差价套利，6年左右即可收回成本。 未来，电力现货市场的不断完善，将进一步产生当日分时电价差，使得部分储能系统可以在一天内完成多次充放电操作，参与市场交易，进一步提高其盈利能力。
（三）虚拟电厂迎来发展机遇
从国际经验来看，虚拟电厂是现阶段提供灵活调峰资源最合理的方式，并得到了强有力的政策支持。 2015年，国家能源局、国家发改委发布的《关于促进智能电网发展的指导意见》中提到了虚拟电厂商业模式创新。 近两年相关扶持政策密集出台，虚拟电厂建设有望加速。 政策力度明显加大的原因在于，一方面，电力市场不断深入推进，用户侧灵活资源不断建设和挖掘，虚拟电厂基础设施逐步完善； 另一方面，新能源装机容量和发电量稳步上升。 电网用电压力逐渐加大，柔性资源建设刻不容缓。 因此，需要挖掘用户侧的灵活性调整资源。 虚拟电厂的发展可分为邀请制、市场化和自主调度三个阶段。 我国目前正处于邀请制发展的早期阶段。 以邀请式需求响应为主，当电网供需调节出现困难时触发。 具有交易频率不确定的特点，不能构成虚拟电厂运营商的主要盈利模式。 未来随着电力市场、绿色电力交易市场、辅助服务市场等不断完善，虚拟电厂可以作为市场主体充分参与市场，并将逐步过渡到市场化阶段，丰富电力企业的商业模式。虚拟电厂在一定程度上。
（四）煤电业绩有望改善
“十三五”以来，我国新增装机主要来自新能源机组。 由于新能源天然的不稳定性，峰电装机增速低于全电源装机增速。 以煤电为主的配套电力装机容量占总装机容量的比重逐年下降，导致电力系统不稳定因素增多。 这是近年来的一个趋势。 电力短缺的根本原因。 继2021年业绩承压、2022年边际改善后，在适应新能源比重逐步提升的新电力体制和电力市场化改革持续推进的背景下，煤电企业有望迎来“放量” “十四五”物价上涨，业绩持续向好。 从电力角度看，即使“十四五”期间新能源在电力系统实现快速高渗透，全社会电力需求持续稳定增长也将带动电力的正增长。煤电； 从电价角度看，随着电力市场化改革不断推进，市场化电力比重不断提高，各地现货市场建设持续开展，煤电企业预计将受益于电价的三个组成部分：电力能源价格上涨、辅助服务收入和容量补偿。 有利。
撰稿：韩明飞
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