2024年全国统一电力市场建设情况及展望报告

中国电力企业联合会潘跃龙二零二四年十月 统一电力市场建设成效 目录 2 电力市场建设面临的关键问题 CONTENTS 3 电力市场建设展望 4 中电联服务支撑电力市场建设实践 统一电力市场建设成效 (一)基本情况 全国发电装机容量 截至2024年8月底，全国全口径发电装机容量31.3亿干瓦，同比增长14.0%。分类型来看，火电14.1亿千瓦：水电4.3亿千干瓦；核电5808万干瓦；风电4.7亿千瓦；太阳能发电7.5亿千瓦。电力行业绿色低碳转型成效显著。 基本情况(一) 2024年8月底，全国全口径发电量为6.24万亿千瓦时同比增长5.1%。其中火电、水电、核电、风电、太阳能发电量分别为4.2、0.88、0.29、0.67和0.65万亿千瓦时，同比分别增长1.0%、21.7%、1.3%、9.84%和41.3%。 2023年年底，全国全口径发电量为9.29万亿千瓦时，同比增长6.7%。其中火电、水电、核电、风电、太阳能发电量分别为6.10、1.28、0.43、0.89和0.58万亿千瓦时，同比分别增长6.46%、-5.0%、3.9%、16.2%和36.4%。 基本情况(一) 全社会用电量 根据中电联统计数据，2024年8月底，全国全社会用电量6.56万亿干瓦时，同比增长7.9%；2023年年底，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%。 9.22万亿6.56万亿2024年8月底2023年用电量用电量7.9%6.7%2024年8月底2023年用电量增速用电量增速 政策背景(二) i 2024年7月 建设全国统一电力市场是高水平社会主义市场经济体制在电力领域的重大实践。 党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。 2022年1月 《关于加快建设全国统电力市场体系的指导意见》提出要健全多层次统一电力市场体系统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设。 2015年3月 2014年6月 《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发，标志着新一轮电力体制改革的开启。 中央财经领导小组第六次会议提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略。 建设成效(三) 一是电力市场政策规则体系基本建立 中共中央、国务院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推进电力体制改革、电力市场顶层设计等政策文件相继出台。 口《电力市场运行基本规则》及《电力中长期交易基本规则》、《电力现货市场基本规则（试行）》、《电力辅助服务市场基本规则（征求意见）》等基本规则陆续完成制修订。 口基本形成了全国统一电力市场"1+N基础规则体系。 建设成效(三) 三是电力市场总体架构基本形成 市场间的协同运作水平不断提升，有效促进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型 基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体架构。 时间跨度：覆盖多年、年度、月度、月内（旬、周、多日）和日前、日内现货交易 交易品种：形成电能量、辅助服务等交易品种 (三）建设成效 三是电力价格形成机制不断完善 通过深化上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方式，不断完善电力价格形成机制，科学反映电力成本变化，充分体现电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构建要求。 煤电容量电价机制是对电价结构的重大调整完善，第一次实现了电能量价值和容量价值的区分，为推动建设新型电力系统和保障能源安全做出了重要贡献 口全国绝大部分省（区、市）陆续落实并细化了政策执行和考核的相关细则。口部分省份因地制宜建立了气电容量电价机制和应急备用煤电机组的容量电价。 国家发展改革委家能源马关干请文装电客量电价机制的通知 (三)建设成效 四是电力市场规模持续增长 ■电力市场交易规模不断扩大 市场经营主体数量快速增长 口2023年，全国电力市场完成市场交易电量5.67万亿干瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年起，8年增长了近5倍，全社会用电量市场化率提高40个百分点。口 口截至2023年底，全国电力市场累计注册经营主体74.3万家，同比增长23.9%。口其中，发电企业3.3万家，电力用户70.6万家，售电公司4074家。代理购电市场用户超5000万户口市场经营主体市场参与度和技术能力不断提升，电力市场活跃度进一步提高。 全国跨省跨区市场化交易电量接近1.2万亿于瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强 (三)建设成效 五是电力市场功能作用不断增强 电力中长期市场已在全国范围内基本实现常态化运行 中长期交易规模持续增长2023年全国中长期交易电量为4.43亿千瓦时，同比增长7%，占市场交易电量的78%，中长期成交价格平稳，充分发挥了电力中长期交易保供稳价的基础作用。 中长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转入连续运营，近10个省份已实现按工作日连续开市省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨区交易方式更加灵活。 交易时段划分更加精细多个省份实现了中长期合同按照24时段签约电力曲线，通过分时段的交易机制和价格信号，引导经营主体主动响应系统峰谷变化，提升资源配置效率。 省内中长期市场以年度交易为主、月度交易为辅，月内交易频率逐步提高，部分省份探索开展了D-3或 D-2交易。 (三)建设成效 电力现货市场建设节奏加快 自2017年启动电力现货市场建设试点以来，经过多轮试点和不断完善，2023年发布《电力现货市场基本规则（试行）》，电力现货市场建设取得显著进展。 口山西、广东、山东、甘肃电力现货市场转入正式运行：蒙西、湖北、浙江等试点持续开展连续结算试运行。 口各地区积极探索实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国，我国电力现货市场建设进入新阶段。 建设成效(三) 省间电力市场建设不断推进 南方区域电力现货市场 自2022年12月起，南方区域电力现货市场已累计组织开展了10轮次调电试运行，6轮次结算试运行。有效验证了新能源大幅波动、汛期等复杂场景下市场价格的合理性。 自2022年2月起，省间电力现货市场已实现不间断结算试运行超过30个月，市场运行平稳有序、效益显著。省间电力现货市场发挥了保供应、促消纳、发现电力时空价值、实现资源优化配置的作用。省间和省内现货市场在时序、交易电量和价格等多维度实现了市场间的协同。 (三)建设成效 辅助服务市场基本实现全国覆盖 02 01 部分地区积极探索辅助服务市场与现货市场协同运行，电能量市场与调频辅助服务市场联合出清，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧主体等新型主体参与辅助服务市场，在完善辅助服务市场建设方面取得了良好效果。 2021年，国家能源局修订发布新版“两个细则”进一步规范了电力辅助服务管理。同时，市场化交易的电力辅助服务品种不断拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制。 (三)建设成效 六是电力市场绿色消纳机制逐步建立 绿证交易市场更加活跃 新能源入市节奏进一步加快 绿电交易规模持续扩大 口截至2024年8月底，全国累计核发绿证18.41亿个。口截至2024年8月底，全国累计交易绿证3.14亿个（其中随绿电交易绿证1.64亿个）。 口2023年，全国新能源市场化交易电量达6845亿于瓦时，占全部新能源发电的47.3%口2024年上半年，新能源市场化交易电量占其总发电量的比例近50% 口2021年9月绿电交易开市以来，至2023年底全国累计绿电交易954亿千瓦时。口2024年1-8月，全国绿电交易电量达到1775亿千瓦时，同比增长223%。 (三)建设成效 七是电力市场运营服务基础逐步完备 01 02 全国电网已经实现了互联互通（除台湾地区外），电网网架结构、配置能力全面跨越提升省间输电能力超过3亿干瓦为能源资源大范围优化配置提供了有力支撑。 全国已建立2个区域性交易机构和33个省（区、市）级交易机构，并实现独立规范运行，持续深化电力交易平台建设，不断丰富功能应用。 (三)建设成效 八是电力市场监管体系日趋完善 市场监督评价机制进一步健全，市场管理委员会在市场监督、规范市场运作方面发挥了重要作用。 监管机构在持续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管。 通过健全监管体制机制，推动市场监管公平统一，提升市场综合监管能力和水平。 (三)建设成效 九是电力交易人才队伍建设加速推进 中国电力企业联合会于2023年成功举办首届国家级电力交易员职业技能竞赛，24家参赛单位75支参赛队225名选手参加了此次决赛，通过竞赛弘扬了工匠精神，带动了电力市场化人才队伍成长 “电力交易员”作为新职业正式纳入《国家职业分类大典》，《电力交易员国家职业标准》正式发布，职业培训、认证、竞赛体系不断完善， 2023年全国行业职业技能竞赛（电力交易员）比赛现场 2电力市场建设面临的关键问题 电力市场建设面临的关键问题 一是电力市场协同运行驱待进一步加强 我国已基本形成了跨省跨区市场和省（区、市）区域市场协同运作的电力市场体系，但各省/区域市场的市场框架、市场规则、交易品种、平台建设、服务管理标准均存在较大差异，不同地区电力市场间的协同运作有待进一步加强。 电力中长期和现货市场在交易周期交易标的等方面的衔接逐步加强但中长期和现货市场在交易时段、曲线分解交易频次、限价区间等万面的衔接机制仍需进一步完善。 随看可再生能源入市规模的不断增长，保障不同成本和运行特性经营主体公平参与市场竞争的机制需完善。 电力市场建设面临的关键问题 二是电力市场功能和交易品种有待进一步丰富 中长期市场 现货市场 口为适应构建新型电力系统需求，需要完善中长期市场交易组织模式。 辅助服务市场 口现货市场建设需进一步推进口用户参与现货市场的双边现货市场机制仍需研究。 口产品类型有待丰富。口参与主体有待拓展。口疏导机制有待完善。 口研究中长期分时交易与分时结算机制，有效引导经营主体响应市场化价格信号。 电力市场建设面临的关键问题 三是支撑掌新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善 电力市场建设面临的关键问题 四是引导激发用户主动参与市场的机制有待提高 适应负荷侧主体体量小、数量多、特性差异大等特点的市场机制仍需完善。 2 在高比例可再生能源背景下传统需求响应机制需要向市场化方向转型。 3 新型主体的涌现对市场机制提出了更高要求。 电力市场建设展望 电力市场建设展望 >一是加快推进电力市场体系建设 明确各层次市场功能定位 引导各层次市场协同运行 优化完善跨省跨区输电价格机制 有序放开跨省跨区发用电计划 丰富跨省跨区交易经营主体 电力市场建设展望 二是完善统一电力市场体系功能 电力市场建设展望 >三是推动新能源全面进入市场 健全可再生能源消纳政策机制 构建适应新能源特性的市场机制 优化完善绿电绿证交易机制 口统筹新能源入市节奏和规模2030年前，实现新能源全面参与市场。口进一步优化市场组织方式，缩短交易周期，提高交易频率。口逐步探索分布式新能源参与市场机制。 口建立可再生能源配额制与绿色电力市场相结合的市场模式。口建立自愿与强制并行的可再生能源消纳责任制度，激发用户侧对可再生能源的消费需求 口进一步扩大省间绿电供给。口鼓励电力用户与在建、已建新能源发电企业签订多年的长期购电协议。口提升绿证交易的流通性口形成国家级绿色电力认证核算标准。 电力市场建设展望 四是推动各类新型主体有序入市 丰富新型储能参与市场的方式 推动需求响应市场化常态运行 研究抽水蓄能电站参与市场机制 口市场建设初期，抽水蓄能电站以系统调用为主，自愿参与中长期分时段交易。口逐步推进抽水蓄能电站参与市场。 口适应新