我国电力市场建设现状、挑战及思考 韩 放 2023年3月29日 1 电力发展基本情况 目录 2 电力市场建设运行情况 CONTENTS 3 电力市场建设面临的挑战 4 完善市场建设的几点思考 1 我国电力发展基本情况 2 1、全国发电装机容量 电力行业绿色低碳转型成效显著。 12.7亿千瓦，49.6% 太阳能发 电, 15.3% 25.6亿千瓦 风电, 14.3% 核电, 2.2% 燃气, 5.0% 全国全口径非化石能源发电装机容量占比 水电, 16.1% 煤电, 47.0% 3.65亿千瓦 风电并网发电装机容量 3.9亿千瓦 光伏发电并网装机容量  截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。 其中，火电13.3亿千瓦，水电4.1亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦 （其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦）；并网太阳能发电3.9亿千瓦。3 2、全国发电量  2022年，全国全口径发电量为8.69万亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，全口径非化 石能源发电量3.15万亿千瓦时，同比增长8.7%，占总发电量的比重为36.2%。  风光发电量合计1.19亿千瓦时。  煤电装机11.2亿千瓦，占比43.75%；煤电发电量5.077亿千瓦时，占比58.3%。煤电 仍是当前我国电力供应的最主要电源。 4 5、2023年电力供需预测 正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长 6%左右。 正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加 8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候，预计全国最高用电负荷可能比2022年增 加近1亿千瓦。 5 预计2023年全国新增发电装机规模达到2.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电 装机投产1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28亿千瓦左右，其中非化石 能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至52.5%左右。 太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。 6 2 电力市场建设运行情况 7 2015年9号文发布以来，电力市场建设取得显著成绩。 国家发改委相继发布《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）以及《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项 的通知》（发改办价格〔2021〕809号），电力市场建设进入了加速推进的新阶段。 中央深改委第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意 见》，为下一步深化电力市场体系建设指明了方向。随着新型电力系统加快构建，发 用电计划进一步放开，电力市场交易规模不断扩大，加之一次能源价格波动等因素影 响，电力市场建设和运营呈现一些新的特点。 8 1、市场规模逐步扩大，市场化程度提高 市场交易电量规模大幅增加 2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时， 同比增长39%，占全社会用电量比重为60%，同比提高15.4个百分点。 省内交易电量合计为42181亿千瓦时，占比80%。 省间交易电量合计为10362亿千瓦时。 绿电交易电量228亿千瓦时。 绿证交易969万个。 煤电交易电量超过4万亿，交易价格0.449元/千瓦时。较全国平均基准价上浮 18%。 9 北京、广州电力交易中心组织完成市场交易电量为10362亿千 瓦时。 其中：北京电力交易中心组织完成省间交易电量9609亿千瓦时， 广州电力交易中心组织完成省间交易电量753亿千瓦时。 2、市场主体显著增加且逐步成熟 2021年10月，按照国家政策要求，各地取消工商业用户目录电价，工商业用户 通过直接从市场购电或由电网公司代理购电方式全部进入市场。 截至2022年底，我国各电力交易平台累计注册市场主体579027家。其中：发 电企业26386家，电力用户547895家，售电公司4708家。 改革后 改革前 发电企业 售电公司 2.64万 4708 电力用户 电网企业 54.79万 38 已进 入,44% 未进入 市 全部进入市 场,100% 全部市场工商业用户将进入市场 11 市场主体参与市场能力逐步提高 各类主体市场参与度和能力不断提升，对于交易规则的理解更加透彻，在中长 期市场、现货市场使用不同交易品种和机制，根据实际情况调整合同、减少偏差、 争取收益，有序参与市场交易。市场主体“盯盘操作、分毫必争” ，通过盯天气 、抓时机、定策略等方法，努力争取市场收益。售电公司通过建立科学有效的经营 体系、丰富多样化的服务项目、提升精细化管理水平，提升竞争实力。电力用户充 分结合自身用电特性，调节用电行为，甄选零售套餐，降低用能成本。 市场主体参与市场能力逐步提高 2022 年11月，中电联举办了全国电力行业职业电力交易员技能竞赛。发电企业 、售电公司、大用户等市场主体积极参与。竞赛自启动之日起，就得到行业内单位 广泛关注并踊跃参与，全国共有91支参赛队伍、273名参赛选手参加了比赛。 比赛在疫情防控形势下创新办赛模式，分为初赛和决赛两个阶段，初赛阶段通 过线上开展，决赛阶段采取“线下分点集中+线上同时开赛”的创新模式，是近年来 中电联主办的参赛队数量和参赛人数规模最大的一届竞赛。 通过竞赛，涌现了一批技术能手，26只队伍 获得团体奖项，21 名选手获得“电力行业技术能 手”荣誉称号。49 名选手“电力行业优秀技能选 手“称号。选手们在竞赛过程中表现出了较高的政 策水平和交易能力。 。 3、交易模式和交易品种日益丰富 从交易品种上看，电力交易已形成电能量交易、辅助服务交易等多交易品种。同时 为促进清洁能源发展，开展清洁能源替代交易、绿色电力交易、绿色电力证书交易等 市场化交易品种。 从覆盖地理范围上看，分为省内市场和省间市场。 从交易周期上看，中长期市场覆盖多年、年度、多月、月度、月内交易，交易频次 的提升更好地满足了市场主体灵活响应供需变化和清洁能源消纳的需求 电 力 市 场 多 元 价 值 电能量价值 电能量市场（按时间划分） • 中长期市场（长期、年、月、月内） • 现货市场（日前、日内、实时） 省间、省内中长期交易定期开市，山西 等省开展中长期连续运营。山西等6家第 一批现货试点省开展结算试运行。 可靠性价值 • • • 容量补偿机制 容量市场 稀缺电价 山东正在试点建立容量补偿机制。 灵活性价值 • • • • 调频市场 备用 爬坡 转动惯量市场 各区域均开展；除西藏外，各省 均已开展调峰/调频辅助服务 绿色环境价值 • • 绿电 绿证市场 绿电交易，2022年结算228亿千瓦 时，平均溢价3-5分。 合同交易电量2004亿千瓦时，省内 1908亿千瓦时，省间96亿千瓦时。 4、电力市场建设步伐加快 中长期市场向连续运营目标推进，有效发挥稳定市场预期的基础作用 夯实保供稳价基本盘 中长期交易电量占总交易电量的比重维持在90%以上。在保障电力供应、稳定价格方面充分发 挥了“压舱石”和“稳定器”的作用。 缩短交易周期，灵活响应市场主体需求。 月内交易周期不断缩短，最小交易周期由月、旬（周）缩短至日（多日）。通过向连续运营推 进，中长期交易结果更加贴近实际运行， 形成了分时段的交易机制和价格信号 改变以往只确定电量电价的方式，中长期交易明确电力曲线，引导市场主体发现电力的真实价格。 现货市场建设稳步推进，初步建立反映实时电力供需的价格机制 现货市场建设稳步推进 首批8个电力现货试点，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、 甘肃均已启动连续结算试运行，第二批6个试点也陆续开展了模拟试运行。 初步建立反映实时供需的价格机制 各试点省现货市场形成了初步反映实时供需的市场价格信号，价格波动符合电力供需规 律，能够一定程度上反映电力不同时段的价值。 价格信号引导用户主动移峰填谷 现货带时标的价格引导用户主动参与调峰。 辅助服务市场逐步完善，通过市场化手段提升系统调节能力 （1）调峰市场逐步与现货市场融合 根据国家发展改革委、国家能源局相关要求，在现货开展期间，调峰辅助服务市场与现货市 场融合运行。部分省份已建立现货运行期间融合运行、非现货运行期间常态化启动的市场机制。 （2）参与主体从发电厂扩展为各类并网主体 在辅助服务提供方引入用电侧主体，如负荷聚合商、可中断负荷、虚拟电厂、电储能等，提 供调峰、调频、备用等辅助服务，部分地区根据国家政策要求，将电力用户纳入了辅助服务费用 分担的主体。 调峰辅助服务市场融合，通过现货价格信号引导和激励火电机组，新能源参与启停调峰辅助 服务费用分摊。