電力現貨市場建設 加速新主體新商業模式探索 催化能源新業態發展 電力供需形勢分析預測

• 李波 2022年11月28日 來源：中研普華集團、央視財經、中研網 229 7
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日前，國家能源局綜合司就 《電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》、《電力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》公開征求意見。文件明確了電力現貨市場建設主要任務，也就市場成員、市場構成與價格、現貨市場運營等作出細則性規定。

日前，國家能源局綜合司就 《電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》、《電力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》公開征求意見。文件明確了電力現貨市場建設主要任務，也就市場成員、市場構成與價格、現貨市場運營等作出細則性規定。

電力現貨市場中遠期建設主要任務包括：進一步完善現貨市場機制;健全中長期市場;健全電力輔助服務市場;推動省/區域市場逐步融合，向全國統一電力市場體系過渡等。

分析師指出，《基本規則》進一步為電力市場建設提供了指導，并規范電力現貨市場的運營和管理。另一方面，兩份文件也釋放出對新興市場主體的支持信號。

其中，《基本規則》明確要“推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易”;同時，《監管辦法》提出，儲能等納入電力調度機構調度管轄范圍的市場主體。

華西證券預計，后續儲能、虛擬電廠、分布式發電等細分領域的詳細規則文件有望加速出臺，進而加速新主體對新商業模式的探索，催化能源新業態發展。

2022年是電力現貨市場建設的突破年，各個試點動作頻頻，進展不斷。電力現貨交易迎來了最新動態。

廣東發布2023年電力市場交易通知

廣東省能源局、南方能監局昨日聯合發布《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》，首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”。按照廣東《通知》中規定，當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機或氣機平均發電成本超過允許上浮部分，按照一定比例對年度/月度等電量進行補償，相關費用由全部工商業用戶分攤。

截至10月底，山東電力現貨市場不間斷長周期結算試運行304天，累計組織電力中長期交易490次、交易電量3072億千瓦時，平均交易電價0.4737元/千瓦時，較燃煤發電基準電價上浮19.96%。電力供需銜接有序，周期結算成效顯著。

根據中研普華研究院《2022-2027年電力金融產業深度調研及未來發展現狀趨勢預測報告》顯示：

據中電聯10月發布的《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》，今年前三季度，全國煤電企業因電煤價格上漲增加成本2600億元左右，大型發電集團超半數以上煤電企業處于虧損狀態，部分現金流緊張。這種局面一定程度上影響了煤電企業的發電積極性，影響到了電力保供和能源安全。

2022全國電力供需形勢分析預測報告

另據中電聯11月14日發布的中國電煤采購價格指數(CECI)周報，進口指數到岸綜合標煤單價已連續兩周小幅上漲，當期CECI進口指數到岸綜合標煤單價1670元/噸，環比上漲3.5%。

相比之下，按照11月初公布的2023年電煤中長協方案，明年5500大卡下水煤合同基準價還將由今年的700元/噸下調至675元/噸，意味著當前市場煤價已經是中長協煤炭基準價的兩倍多。

煤價高企背景下，廣東省作為進口煤占比相對較高的省份，省內火電廠盈利壓力仍較大，此次廣東推出一次能源價格傳導機制，是在履行發改委規定的20%的電價漲幅范圍的同時，采用二次分配的方式對火電廠的成本進行疏導，有望拉動廣東火電廠業績改善。

而在本月初，中電聯也在《適應新型電力系統的電價機制研究報告》中直接建議，將煤電基準價由目前的0.38元/千瓦時上調至0.4335元。

根據各省電力交易中心公布的數據，2021年底和2022年初的中長期電力交易價格較基準電價的上浮比例接近20%，這預示著中長期電價已經開始隨煤炭價格而波動，有助于將煤炭上漲的燃料成本通過電價轉移到下游用戶側，而不是由火電企業一力承擔，減少發電企業虧損。

目前我國現貨市場價格都設置了上下限，一般是上限為1.5元/千瓦時，下限是0.0元/千瓦時。根據電力稀缺定理，在電力供不應求時現貨市場價格要根據機會成本確定，電價理論上可非常高(上限為損失負荷價值，即用戶愿意為不停電支付的最高價格)，而我國電力價格上限制定過低。

與此類似，我國現貨市場價格下限又顯然偏高。與需求側響應中用戶中斷負荷的補償標準相比，現貨市場交易價格也相對偏低，并沒有充分發現電力供應緊張時的稀缺電力價值，以引導市場主體調整發用電行為實現供求平衡。

更多市場消息,可以點擊查看中研普華產業研究院的《2022-2027年電力金融產業深度調研及未來發展現狀趨勢預測報告》

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