电力市场研究

目录Contents 辅助服务市场06.电力市场基本概念02.电力市场建设进展01.电力市场组织体系03.省间现货市场07.电力中长期市场04.电力现货市场05. 电力市场建设进展 关键政策文件 2015年3月15日，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）正式发布，拉开了新一轮电力市场改革的大幕。 2021年10月，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价上下浮动范围、推动工商业用户都进入市场、取消工商业目录销售电价、保持居民和农业用电价格稳定等重要内容。 2022年1月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。 2025年2月9日，国家发改委、国家能源局发布《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。 2025年4月29日，国家发改委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。 一批电力现货试点：山西、广东、山东、甘肃、蒙西、省间现货、浙江已转入正式运行，福建进入连续结算试运行，四川预计2025年底进入连续结算试运行。 二批电力现货试点：湖北已转入正式运行。辽宁、江苏、安徽、河南、上海作为二批现货试点均已进入结算试运行。 其他地区：交易规则及交易系统基本已经启动，江西、湖南、陕西、宁夏、重庆、河北南网、南方区域（包括广东、广西、云南、贵州、海南）已于2025年内开展结算试运行。 全国统一电力市场建设规划 电力市场“1+6”基础规则体系 《电力市场运行基本规则》 “1+6”基础规则体系： •《电力市场运行基本规则》作为总纲，为整个市场提供了顶层设计和基本遵循。 1 •三项交易规则（中长期、现货、辅助服务）构成了电力市场交易的“三驾马车”，覆盖了从长期到实时、从电能到安全服务的所有交易品种。 《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则》《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场注册基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场计量结算基本规则》 •三项支撑规则（注册、信息披露、计量结算）则是保障市场能够公平、透明、高效运行的关键基础设施，维护着市场的秩序和信誉 6 《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》 国家发展改革委和国家能源局于联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。这一政策旨在推动新能源上网电价全面市场化，促进新能源行业的高质量发展，助力实现“双碳”目标。 1.推动新能源上网电价全面市场化： 1. 新能源项目（风电、太阳能发电）的上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。2. 完善现货市场和中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。 2.建立新能源可持续发展价格结算机制： 1. 对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时，给予差价补偿；高于机制电价时，扣除差价。这种“多退少补”的方式旨在稳定企业收益预期。2. 机制电价、电量规模和执行期限由省级价格主管部门会同相关部门确定。 3.区分存量和增量项目分类施策： 1. 存量项目（2025年6月1日前投产）：电价与现行政策衔接，电量规模由各地根据实际情况确定，机制电价不高于当地煤电基准价。2. 增量项目（2025年6月1日及以后投产）：机制电价通过市场化竞价方式确定，电量规模根据国家下达的消纳责任权重动态调整。 电力现货市场加速推进 2025年4月29日，国家发改委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。 湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。 2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。市场建设要充分考虑各地合理诉求，加快形成工作合力，更好促进资源大范围优化配置。 现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清、结算，并建立适应新型经营主体需求的准入要求、注册程序、报价方式、结算考核等机制。参与现货市场交易的经营主体中长期签约履约比例必须要符合国家能源安全保供要求。 电力市场基本概念 什么是电力市场改革 市场的目标——资源最优化配置 电力生产流程与特点 电力生产流程与特点 电力系统特点——实时平衡、不能大规模储存 电力的生产和使用需要实时平衡相等 •总发电功率-损耗=总用电负荷•不平衡会导致频率、电压偏离正常范围、影响电能质量和电力系统安全 需要由统一的集中调度机构统筹调度保障电力系统平衡 电能量不能大量储存 •现有储能技术不能满足大规模电能量储存•电能量储存和释放均有较大能量损耗 电能量的生产、运输和使用同时发生 电力生产流程与特点 电力系统特点——依赖网络传输并遵循物理定律 电能量的网络传送附带损耗 电能量网络传送容量具有电气物理特点 •不能简单加和，需要考虑电气物理特性 •网络传送损耗（网损）、变压器变压损耗 电力市场与普通商品市场的区别 与普通商品相比，电力商品具有显著不同的特性，主要表现在三个方面： •电以光速传送，并且不能大规模存储，发、输、配、用瞬时同步完成， 因此电力现货交割必须确保时刻保持供需平衡。•电能输送不能超过电网最大送电能力，否则会导致设备损坏、电网失去稳定甚至崩溃，因此电力现货交割必须时刻满足电网安全约束。•电能一经上网输送，量和路径由物理规律决定，而不由合同决定，并不能“一对一”的实现总量匹配。 以上三个特性称之为电力的特殊物理属性，它决定了电力现货市场设计与普通商品现货市场有显著差异。 电力生产流程与特点 负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时刻发电成本低（国内外出现负电价），电力具有时间价值 •一天内不同时刻负荷大小不同•分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格 电力生产流程与特点 电力的空间价值 负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，电力具有空间价值 •不同地区的电力资源供求关系不同•节点/分区电价反应不同地区的边际机组发电价格 电力市场组织体系 电力市场组织体系 电力市场组织体系——省内市场 中长期市场与现货市场相对独立运行，但又有机结合。联系的纽带为分时电力曲线，耦合体现在结算环节。在集中式市场模式下，中长期合约不代表电量指标，只是一种约定的结算方式，用以对冲价格波动的风险。 电力市场组织体系——省间市场 随着电力电量平衡逐步完善，发现电力商品在不同时间、空间维度的价值 中长期 双边协商 集中竞价 •发电燃料价格、电力电量平衡、电网运行方式等影响价格的因素还不确定，未来现货价格存在较大的波动风险；•市场主体为了规避风险，依据对未来的预测，参照过去现货市场价格，买卖双方自行协商签订中长期合同。 •电力实时平衡的市场化调节、电网安全约束的市场化调整；•实时平衡调整→发现电力商品在不同时段的价格；•实时阻塞管理→发现电力商品在不同区域的价格。 •市场成员在日前市场中申报全电量发电能力，并倾向于按照发电成本报价；•满足次日不同时段的电力平衡→发现电力商品在不同时段的价格；•满足电网安全运行约束→发现电力商品在不同区域的价格。 现货价格能够为中长期交易价格提供参考 现货价格、中长期价格逐渐趋同，动态平衡 电力中长期市场 合约交易时序安排 合约交易组织类型 合约交易交易场所 中长期市场——交易组织方式 没有第三方的交易方式。1.双边交易 交易方式：市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经相关方确认并校核后形成交易结果。 交易周期：年度、月度、周等，或随时协商、规定时限内提交 中长期市场——交易组织方式 2.场内交易-集中撮合 交易方式：市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，市场运营机构进行集中出清，确定最终的成交对象、成交电量或容量与成交价格等。 交易周期：年度、月度、周、日前、实时等 中长期市场——交易组织方式 3.场内交易-挂牌交易 交易方式：市场主体通过电力交易平台，将意向交易电量的数量和价格等信息对外发布邀约（挂牌），由符合资格要求的另一方提出接受该邀约的申请（摘牌）。 交易周期：年度、月度、周等 中长期市场——市场价格形成机制 1. 以撮合对平均价格出清（PAB） 优点：每个撮合对的价格由自身价格决定，无需考虑最后出清的边际机组情况； 缺点：市场主体在报价时不仅要考虑自身的成本情况，更需要考虑与自己报价相近的其他机组情况，形成博弈，难以按真实成本报价，最终以所有市场主体报价均趋向市场出清价格为均衡结束； 中长期市场——市场价格形成机制 2. 以市场边际价格出清（MCP） 优点： 全系统具有统一价格，更能反应市场供需关系； 市场主体无需猜测其他市场参与者的动向，按自身成本报价即可，只要获得出清，出清价与自身报价无关，因此这种方式更有利于市场主体按成本真实报价； 缺点： 市场出清价格仅由最后成交的边际机组决定，出清机组的报价情况对全系统的影响较大，市场主体的出清价难以自己控制。 中长期市场与现货市场的衔接 差价合约是目前是绝大部分现货省份的中长期合约类型。 差价合约的买卖双方根据合约价格与现货价格之间的差值进行现金流交换 在现货交易量与差价合约电量相等时，差价合约可完全规避价格风险 差价合约结算示例 •合约盈亏分析：①若现货价格低于合约价格，少中标的部分电量可以通过低买高卖实现套利；②反之，则会出现亏损。 现货市场典型电能量结算公式 R电能量= Q中长期*P中长期+（Q日前-Q中长期）*P日前+（Q实时-Q日前）*P实时 R电能量= Q中长期*(P中长期- P日前)+Q日前*(P日前- P实时)+Q实时*P实时 变量说明：Q中长期指中长期电量、Q日前指日前中标电量、Q实时指实时中标电量；P中长期指中长期价格、P日前指日前价格、P实时指实时价格； 现货市场典型电能量结算公式算例 1.中长期卖出量<实际发电量、中长期电价<实时电价（暂时忽略日前与实时价差） 总电量电费=中长期价差损益+实时市场收入=80*(380-500)+100*500=40400（元） 现货市场典型电能量结算公式算例 2.中长期卖出量<实际发电量、中长期电价>实时电价（暂时忽略日前与实时价差） 总电量电费=中长期价差损益+实时市场收入=80*(500-380)+100*380=47600（元） 现货市场典型电能量结算公式算例 3.中长期卖出量>实际发电量、中长期电价>实时电价（暂时忽略日前与实时价差） 总电量电费=中长期价差损益+实时市场收入=100*(500-380)+80*380=42400（元） 现货市场典