电力改革系列报告（一）：路漫漫其修远兮，电力改革再深化

国泰君安期货研究所·邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722 国泰君安期货研究所·刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172 日期：2024年06月07日 Guotai Junan Futures all rights reserved, please do not reprint 核心内容 ◆我国电改历史悠久，时间维度上可分为四大阶段。第一阶段，中国电力工业在发电市场引入了新的投资主体，改变了长期以来国家独资办电的格局；第二阶段，电力管理体制实行了以政企分开、公司化改组为主要原则的改革；第三阶段，明确实施厂网分开，重组发电和电网企业；第四阶段，明确了“管住中间、放开两头”的体制架构，发电、售电侧充分竞争，引导市场化改革，对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易。 ◆在第四轮电改下，我国已基本建立了中长期+现货、区域+省级的市场体系。市场交易电量稳步提升，2023年全国完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，占全社会用电量比重的61.4%；中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，占全市场交易电量的78%，占全社会用电量的约50%，充分发挥了“压舱石”的作用；省内交易和省间交易并行，2023年省内交易电量合计为45090.1亿千瓦时，省间交易电量合计为11589.4亿千瓦时；区域性现货市场稳步落地发展，广东与山西电力现货市场转入正式运行。 ◆电力深化改革持续推进，后续改革或将聚焦于推动新能源电量全面入市、全国统一电力市场体系建设、新型电力系统建设等维度。 ◆电改的持续深入将较大程度影响工商业电价，从而影响大宗商品的生产成本。我们认为，由于输配电价以及系统运行费用的上涨预期较为明确，工商业电价在短期内或将温和上涨；长期来看，收益于新能源全面入市带来的电能量价格的下降，工商业用电价格预计平稳运行。 CONTENTS 本轮电改主要成就 电力改革发展历程 电改对于工商业电价的影响 电力深化改革潜在方向 中长期+现货、区域+省级的市场体系我国当前电力市场运行情况中长期交易充分发挥“压舱石”作用区域性现货市场稳步落地发展10111213 第一阶段：集资办电第二阶段：政企分开第三阶段：厂网分开第四阶段：管住中间，放开两头5678 新能源电量将全面入市全国统一电力市场体系新型电力系统建设182022 上网电价预计下调26 输配电价预计小幅上升28 系统运行费用上升趋势明显30 01 电力改革发展历程：四轮电改推动电力市场化 第一阶段（1978-1996）：集资办电 ◆1979年至1996年，中国电力工业在发电市场引入了新的投资主体，改变了长期以来国家独资办电的格局。 ◆“电厂大家办，电网一家管”，以集资办电为核心内容的电力投融资体制改革有效解决了电力供给短缺问题，但电力管理体制仍实行政企合一、垂直一体化经营。 第二阶段（1997-2001）：政企分开 ◆1998年至2001年期间，电力管理体制实行了以政企分开、公司化改组为主要原则的改革。1997年1月，国家成立了国家电力公司，次年取消电力工业部，国家电力公司不是一个行政性部门，而是大型国有企业。 ◆电力改革解决了电力体制政企不分的问题，让电力工业走入市场经济的轨道，但国家电力公司仍保持了垂直一体化的经营方式，既是电网的运营者，也是电厂的经营者。 第三阶段（2002-2014）：厂网分开 ◆自2002年以来的电力体制改革解除了单一办电模式的束缚，国务院印发《电力体制改革方案》，彻底改革了指令性计划体制，政企不分和厂网不分的问题，从而极大地推动了电力行业的快速发展和服务水平的提升。 ◆这一系列改革初步建立了多元化的电力市场竞争机制，促进了大用户与发电企业的直接交易和跨省区电能交易，电力市场化和电价形成机制取得了重要进展，为新一轮的电力体制改革奠定了坚实的基础。 第四阶段（2015-至今）：管住中间，放开两头 ◆2015年，中国发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“中发9号文”），明确了“管住中间、放开两头”的体制架构。“放开两头”指的是发电、售电侧充分竞争，引导市场化改革；“管住中间”指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易。 ◆2022年1月，国家发展改革委和国家能源局共同推出《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，确立了到2025年全国统一电力市场体系初步建成，2030年基本建成的阶段性目标；2023年7月，中国进一步明确了深化电力体制改革的路线，通过中央全面深化改革委员会的指导意见，推动构建一个更加清洁、低碳、安全和智能的新型电力系统。 02 本轮电改主要成就：电力市场总体格局初步形成 我国已基本建立了中长期+现货、区域+省级的市场体系 ◆第四轮电改以来，电力市场建设取得积极成效，已形成了覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划的放开，有力促进能源资源大范围优化配置。 我国当前电力市场运行情况 ◆市场交易电量稳步提升：从2015年中发9号文发布以来，我国电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比不断提高，基本形成了公开透明的电力市场秩序和“多买方-多卖方”的市场竞争格局。根据中电联数据，2023年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重的61.4%。 ◆中长期与现货市场互为补充：电力中长期交易已在全国范围内常态化开展，交易周期覆盖多年到多日，实现了年、月、周、日滚动交易；广东、山西现货试点转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，中长期交易与现货市场在时间维度上完成互补，满足买方与卖方的不同需求。 ◆省内交易和省间交易并行：2023年省内交易电量合计为45090.1亿千瓦时，省间交易电量合计为11589.4亿千瓦时，二者比例为4：1。 中长期交易充分发挥“压舱石”作用 ◆2023年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，同比增长7%，占全市场交易电量的78%，占全社会用电量的约50%，为电力生产和供应提供了更多的灵活性和稳定性，是我国电力市场的主要组成部分。 ◆国家层面持续强调中长期的重要性。国家发改委发布《国家发展改革委国家能源局关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，其中提出坚持电力中长期合同高比例签约，市场化用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%；燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，所有中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。 区域性现货市场稳步落地发展 ◆截至2023年底，全国共有29个地区开展电力现货市场(试)运行。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，山东电力现货市场预计将于2024年6月完成转正，甘肃、蒙西等地同样有望在年内转正。 ◆全国各地区域性电力现货市场稳步发展，试点地区不断完善迭代，向正式运行迈进，非试点地区积极探索试运行。随着电改的逐步推进，电力现货市场在不久后的将来有望实现全国范围内的覆盖。 山西电力市场运行情况 ◆山西同样是国家首批8个电力现货市场建设试点省份之一；2018年12月，山西电力现货市场启动试运行；2021年4月，山西电力现货市场开展了长周期连续结算试运行；2023年12月22日，山西电力现货市场转入正式运行，成为我国首个正式运行的电力现货市场。 ◆根据山西电力交易中心数据，2023年，省间交易成交电量586.28亿千瓦时，省内交易成交电量1779.27亿千万时；注册交易市场主体15917家，其中发电企业579家、售电公司419家、电力用户14919家。从参与者结构来看，发电企业中以新能源电站为主，占比超80%；售电公司以省间售电公司为主，占比74%；电力用户以零售侧用户为主，占比87%。 广东电力市场运行情况 ◆2017年广东获批成为第一批电力现货市场试点之一；2018年8月率先电力现货市场模拟试运行；2019年5月率先开展结算试运行；2021年11月起开展连续结算试运行；2023年12月28日广东电力现货市场转入正式运行，成为首批电力现货市场转入正式运行的省份。 ◆据《2023年广东电力市场年度报告》显示，2023年广东电力市场规模达5754亿千瓦时（位居全国第一），占广东全社会用电量比例约68%，市场直接交易电量达3141亿千瓦时（位居全国第二），基本建成品种最齐全、规模领先、最具活力的电力市场。 ◆广东推动发用两侧主体“应进全进”，实现煤电、气电、核电、新能源、新型储能等同台参与现货交易，有序推动工商业用户全部进入市场。据统计，截至2024年6月，广东进入电力市场的主体共计8.32万家，其中发电企业342家、售电公司335家、电力用户8.25万家。市场主体不断增加、规模不断扩大，促进了市场的充分竞争、有效激发了市场活力。 山东电力市场运行情况 ◆2017年山东获批成为第一批电力现货市场试点之一；2019年6月，山东电力现货市场启动模拟试运行，同年先后组织开展4轮结算试运行；2021年12月起开展长周期结算试运行；预计2024年6月，山东电力现货市场转入正式运行。 ◆山东电力现货市场创新建立合理补偿固定成本的发电侧“市场化容量补偿机制”、抑制发电企业行使市场力的“事前+事后市场力监管机制”、保障民生供热与市场竞争的“热电解耦出清方式”、适应“储能+核电+生物质”等新兴经营主体参与市场等一系列特色市场机制，保障了市场健康运行和能源供应平稳有序。 ◆截止2023年底，山东电力市场合计共有主体32556家，包括发电企业、售电公司、电力用户、独立储能等。2023年年累计结算市场化电量3947亿千瓦时，现货市场出清总电量3813亿千瓦时。 电改后续方向：完善市场体系建设，建设新型电力系统 新能源装机占比提升，电网消纳能力接受考验 ◆在“双碳”目标的指引下，我国新能源电站装机规模迅速提升，截止至2023年底，风电累计装机量44134万千瓦，光伏累计装机量60949万千瓦，二者占比达到36%，且未来预计将进一步升高。 ◆新能源电站的高比例装机带来了较为严重的消纳问题，今年以来，我国风电以及光伏电站的弃电率显著提升，消纳问题成为我国电力系统建设的重大挑战，如何用市场化手段解决消纳瓶颈成为多方关注的重点。 促消纳作用凸显，新能源全面入市将成为大趋势 ◆试点现货市场促消纳作用较为显著。根据电联新媒数据，山西、山东、甘肃2023年迎峰度夏期间机组非停率降至2%的历史最好水平；山东电力现货市场负电价频现，谷段较低的现货价格促进新能源消纳，从数据上来看，山东省用电量增长5.6%，而新能源发电量实现29%的同比增长；现货分时电价有效引导科学用电，随着现货市场的运行，甘肃日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。 ◆今年以来，国家与地方连续发文推进新能源入市，包括《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等重磅文件，保障性收购额度将逐步减少，越来越多的新能源发电量将进入电力市场，新能源全面入市已然成为较为明确的趋势。 国家层面目标明确，全国统一电力市场体系建设将迎来加速 2020年：全国统一电力市场体系目标被明确 2025年：全国统一电力市场体系初步建成 国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。 2030年：全国统一电力市场体系基本建成 适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自