电力现货市场建设 加速新主体新商业模式探索 催化能源新业态发展 电力供需形势分析预测

• 李波 2022年11月28日 来源：中研普华集团、央视财经、中研网 229 7
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日前，国家能源局综合司就 《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》公开征求意见。文件明确了电力现货市场建设主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营等作出细则性规定。

日前，国家能源局综合司就 《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》公开征求意见。文件明确了电力现货市场建设主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营等作出细则性规定。

电力现货市场中远期建设主要任务包括：进一步完善现货市场机制;健全中长期市场;健全电力辅助服务市场;推动省/区域市场逐步融合，向全国统一电力市场体系过渡等。

分析师指出，《基本规则》进一步为电力市场建设提供了指导，并规范电力现货市场的运营和管理。另一方面，两份文件也释放出对新兴市场主体的支持信号。

其中，《基本规则》明确要“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”;同时，《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。

华西证券预计，后续储能、虚拟电厂、分布式发电等细分领域的详细规则文件有望加速出台，进而加速新主体对新商业模式的探索，催化能源新业态发展。

2022年是电力现货市场建设的突破年，各个试点动作频频，进展不断。电力现货交易迎来了最新动态。

广东发布2023年电力市场交易通知

广东省能源局、南方能监局昨日联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，首提“一次能源价格传导机制”和“售电公司收取浮动费用”。按照广东《通知》中规定，当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本超过允许上浮部分，按照一定比例对年度/月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。

截至10月底，山东电力现货市场不间断长周期结算试运行304天，累计组织电力中长期交易490次、交易电量3072亿千瓦时，平均交易电价0.4737元/千瓦时，较燃煤发电基准电价上浮19.96%。电力供需衔接有序，周期结算成效显著。

根据中研普华研究院《2022-2027年电力金融产业深度调研及未来发展现状趋势预测报告》显示：

据中电联10月发布的《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，今年前三季度，全国煤电企业因电煤价格上涨增加成本2600亿元左右，大型发电集团超半数以上煤电企业处于亏损状态，部分现金流紧张。这种局面一定程度上影响了煤电企业的发电积极性，影响到了电力保供和能源安全。

2022全国电力供需形势分析预测报告

另据中电联11月14日发布的中国电煤采购价格指数(CECI)周报，进口指数到岸综合标煤单价已连续两周小幅上涨，当期CECI进口指数到岸综合标煤单价1670元/吨，环比上涨3.5%。

相比之下，按照11月初公布的2023年电煤中长协方案，明年5500大卡下水煤合同基准价还将由今年的700元/吨下调至675元/吨，意味着当前市场煤价已经是中长协煤炭基准价的两倍多。

煤价高企背景下，广东省作为进口煤占比相对较高的省份，省内火电厂盈利压力仍较大，此次广东推出一次能源价格传导机制，是在履行发改委规定的20%的电价涨幅范围的同时，采用二次分配的方式对火电厂的成本进行疏导，有望拉动广东火电厂业绩改善。

而在本月初，中电联也在《适应新型电力系统的电价机制研究报告》中直接建议，将煤电基准价由目前的0.38元/千瓦时上调至0.4335元。

根据各省电力交易中心公布的数据，2021年底和2022年初的中长期电力交易价格较基准电价的上浮比例接近20%，这预示着中长期电价已经开始随煤炭价格而波动，有助于将煤炭上涨的燃料成本通过电价转移到下游用户侧，而不是由火电企业一力承担，减少发电企业亏损。

目前我国现货市场价格都设置了上下限，一般是上限为1.5元/千瓦时，下限是0.0元/千瓦时。根据电力稀缺定理，在电力供不应求时现货市场价格要根据机会成本确定，电价理论上可非常高(上限为损失负荷价值，即用户愿意为不停电支付的最高价格)，而我国电力价格上限制定过低。

与此类似，我国现货市场价格下限又显然偏高。与需求侧响应中用户中断负荷的补偿标准相比，现货市场交易价格也相对偏低，并没有充分发现电力供应紧张时的稀缺电力价值，以引导市场主体调整发用电行为实现供求平衡。

更多市场消息,可以点击查看中研普华产业研究院的《2022-2027年电力金融产业深度调研及未来发展现状趋势预测报告》

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