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1、2024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢2024.5rmi.org/22024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢關于落基山研究所（RMI）落基山研究所(Rocky Mountain Institute,RMI)是一家于1982年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫，與政府部門、企業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所著重借助經濟可行的市場化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、紐約市及華盛頓特區設有辦事處。rmi.org/32

2、024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢作者陳梓浩，高碩，江漪，李婷，劉雨菁，劉子屹，田嘉琳，王康，張瀝月作者姓名按姓氏首字母順序排列。除非另有說明，所有作者均來自落基山研究所。該作者來自清華海峽研究院(廈門)。聯系方式高碩，sgaormi.org 引用建議高碩等,2024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢，落基山研究所，2024，https:/ 重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的工作。https:/creativecommons.org/licen

3、ses/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。作者與鳴謝rmi.org/42024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢目錄引言601二十三省啟動電力現貨市場（試）運行，新能源出力塑造現貨價格峰谷形態902分時電價政策動態調整加快，現貨價格對分時電價的指導作用凸顯 1603省級電力零售市場建設加強，用戶范圍擴大和多元市場主體是發展趨勢，批零價格有效傳導是發展方向2304輸配電價回歸電網業務成本，線損費用和系統運行費用在電費中單列 2605煤電容量電價機制出臺，重構發用電雙方電費結構，支撐煤電角色轉型3106輔助服務市場價格機制得到規范，新能源和儲能

4、主體或需調整市場策略3507新能源市場化交易規模增加，“報量報價”電量繼續走低，新能源項目收益在現有市場規則設計下有保障，但長期面臨市場化程度更高的價格沖擊3708分布式光伏超預期發展，投資主體需密切關注電網接入與上網價格政策變化4109獨立儲能探索電力市場參與模式，電能量市場收益將愈發重要4410綠電與綠證市場持續擴容，短期內供需關系較為寬松 47參考文獻51rmi.org/52024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表目錄圖表1 工商業用戶電價組成和近期重要進展 .7圖表2 面向市場參與者的十大趨勢匯總.8圖表3 全國各地區現貨市場的建設進度（截止2024年1月）.9

5、圖表4 2023年度層面關鍵現貨價格數據一覽.10圖表5 2023年山西、山東、廣東現貨日前市場分時段均價圖(虛線為年平均值).11圖表6 2023年山西、山東現貨日前和實時市場分時段均價與實時平均競價空間圖.12圖表7 電能量批發市場的兩種結算方式簡化示意圖.14圖表8 部分省份工商業分時電價時段劃分及浮動比例.17圖表9 山東省2023年和2024年分時電價時段劃分及2023年現貨價格.19圖表10 甘肅省分時電價時段劃分及浮動比例.20圖表11 2023年甘肅-河東現貨交易分時均價.20圖表12 現貨試點省份分時電價浮動基數的組成.21圖表13 2024年山東零售套餐分時電價的時段和時長

6、約束.22圖表14 2024年山東零售套餐分時電價浮動系數約束.22圖表15 廣東電力市場售電公司市場占有情況.25圖表16 廣東電力市場售電公司售電價格和度電收益情況.25圖表17 第二、第三監管周期各省級電網需量電價比容量電價系數匯總.27圖表18 部分省份容量電價電壓等級價差匯總.28圖表19 抽水蓄能電站裝機容量及容量電價匯總.29圖表20 第三監管周期內各省市抽蓄年度容量電費匯總（單位：億元）.29圖表21 部分省份月度工商業用電量與抽蓄容量電費關系圖 .30圖表22 各省煤電容量電價和容量電費折價.32圖表23 各省容量電費折價、容量電費折價占比、可再生能源消納責任權重、火電發電量

7、占比、火電利用小時數分布示意圖.33圖表24 蒙西、新疆和寧夏電網風電和光伏優先發電量利用小時.38圖表25 云南省全容量并網新能源項目執行燃煤發電基準價的電量比例.39圖表26 2024年青海和寧夏發電項目價格峰谷浮動比例.39圖表27 各地新能源參與電力現貨市場對比.40圖表28 2023年光伏發電建設情況.41圖表29 2021-2023年全國綠電綠證交易量.47圖表30 廣東省2022-2024年度交易均價對比.49圖表31 2024年部分省份對環境價值的限值設定.49圖表32 浙江省光伏風電裝機容量占比（截止2023年底）.50rmi.org/62024電力市場化改革與電價體系洞察：

8、面向市場參與者的十大趨勢引言2015年啟動的新一輪電力體制改革已經走過了九個年頭。2020年以來，隨著“碳達峰、碳中和”和“構建新型電力系統”等目標的提出，電力市場體系建設也被賦予了支持新能源加速發展、推動電力系統低碳轉型、支撐新型電力系統構建的新任務。過去一年，電力市場化改革全面推進，電力價格體系得到細化和完善，電力的商品屬性進一步還原。在全國層面，輸配電價、電力現貨市場、容量電價、輔助服務市場等各方面的政策或規則均在近一年內完成了重要更新，深刻影響了工商業電力價格組成和價格形成模式（圖表1），逐步搭建起面向新型電力系統構建和高比例可再生能源接入的市場體制和價格體系。工商業電力價格順價模式進

9、一步細化和完善。2023年5月，國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知 確定了“工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成”的新模式。與以往相比，線損費用和系統運行費用從輸配電價中分拆，在工商業電費賬單中實現單列，用戶通過賬單可更清晰直觀地了解供電各環節的成本和價值。電力現貨市場建設全面提速，現貨市場發現電能量價格的功能進一步強化。2023年9月，首個全國層面的電力現貨市場規則文件電力現貨市場基本規則（試行）印發。這一文件規范了各現貨市場試運行地區的市場建設路徑、規則設計、運營要求，為各地設計和修改現貨市場交易細則劃定了

10、統一標準，促進電力現貨市場更好地發揮發現電能量價格的功能。2023年12月，經過五年的試運行，山西和廣東電力現貨市場率先轉入正式運行，開啟了全國電力現貨市場建設運行的新篇章。煤電容量電價機制建立，探索面向能源轉型的價格體系。2023年11月，煤電容量電價機制建立，自2024年起，煤電機組收益由單一電量電價轉變為“電量電價+容量電價”的兩部制機制，適應并進一步推動煤電功能由提供電能量向提供支撐調節能力轉型。建立健全輔助服務市場價格機制，提升電力系統調節能力。2024年2月，國家發展改革委和國家能源局就建立健全電力輔助服務市場價格機制發布通知，規范全國各省和區域輔助服務市場的服務品種設置、交易機制

11、設計和價格上限設定，明確各地輔助服務費用的傳導機制，促進電能量市場與輔助服務市場的統籌銜接，以適應新型電力系統發展需要。落基山研究所一直以來深入跟蹤和助力電力市場化改革進程。以往的研究中，我們重點以市場設計為關注點，分析和討論“電力市場如何建設”的問題。從去年起，我們以 2023電力市場化改革洞察：面向市場參與者的20大趨勢 為始，推出面向市場主體的年度報告，力圖為發用電主體提供兼具深度和廣度的階段性洞察。今年，我們在上一年度報告的基礎上，系統性回顧過去一年電力市場建設和電價體系構建的重要進展和交易動態，并基于現有觀察展望了未來1-3年的市場化發展趨勢；同時，在以往按市場組成分章節討論的基礎上

12、，今年我們還增加了針對特定市場主體和特定交易類型的章節（圖表2）。對于2015年-2022年電力體制改革和電力價格體系的背景內容，有需要的讀者可以參考2023年報告中的相應內容。在加快構建新型電力系統和建設全國統一電力市場體系的大背景下，我們希望本報告可以幫助市場參與者更好地理解當前和未來的電力價格體系，洞悉市場發展趨勢，并提升參與電力市場交易的能力。rmi.org/72024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表1 工商業用戶電價組成和近期重要進展來源:落基山研究所整理形成方式電價組成重要進展發電側與用電側通過市場交易形成，市場化用戶直接或通過售電公司購電，非市場化用戶通

13、過電網公司代理購電政府發布上網環節綜合線損率政府核定，含對居民和農業用戶的基期交叉補貼政府核定或基于市場交易形成，根據總費用進行折價分攤政府核定依據上述各部分價格確定上網電價+線損費用輸配電價政府性基金及附加系統運行費用抽水蓄能容量費用+煤電容量費用+輔助服務費用+.=銷售電價 2023.9 電力現貨市場基本規則（試行）印發，2023年10月15日起執行。2023.12 山西、廣東電力現貨市場轉入正式運行。2023.8 北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿）發布，交易價格中分別明確電能量價格和綠電環境價值，2023年8月9日起執行。2023.5 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事

14、項的通知 印發，線損費用以綜合線損率形式單列，2023年6月1日起執行。2023.5 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知 印發，按電壓等級核定輸配電價，2023年6月1日起執行。2023.5 關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知 印發，以一廠一價的形式核定容量費用，由工商業用戶分攤，2023年6月1日起執行。2023.11 關于建立煤電容量電價機制的通知 印發，按省區設置煤電容量電價，費用由工商業用戶分攤，2024年1月1日起執行。2024.2 關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知 印發，規范現貨市場建設的不同階段內，調峰、調頻、備用市場的交易規則、價格上限、分攤方式，

15、現貨市場未連續運行區域，原則上不向用戶側疏導，2024年3月1日起執行。rmi.org/82024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表2 面向市場參與者的十大趨勢匯總按市場或價格組成電能量01 二十三省啟動電力現貨市場（試）運行，新能源出力塑造現貨價格峰谷形態02 分時電價政策動態調整加快，現貨價格對分時電價的指導作用凸顯03 省級電力零售市場建設加強，用戶范圍擴大和多元市場主體是發展趨勢，批零價格有效傳導是發展方向輸配電04 輸配電價回歸電網業務成本，線損費用和系統運行費用在電費中單列容量05 煤電容量電價機制出臺，重構發用電雙方電費結構，支撐煤電角色轉型輔助服務06

16、輔助服務市場價格機制得到規范，新能源和儲能主體或需調整市場策略按市場主體或交易類型集中式新能源07 新能源市場化交易規模增加，“報量報價”電量繼續走低，新能源項目收益在現有市場規則設計下有保障，但長期面臨市場化程度更高的價格沖擊分布式新能源08 分布式光伏超預期發展，投資主體需密切關注電網接入與上網價格政策變化獨立儲能09 獨立儲能探索電力市場參與模式，電能量市場收益將愈發重要綠電交易10 綠電與綠證市場持續擴容，短期內供需關系較為寬松rmi.org/92024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢01二十三省啟動電力現貨市場（試）運行，新能源出力塑造現貨價格峰谷形態2023年

17、9月，國家發展改革委、國家能源局正式印發 電力現貨市場基本規則（試行）1(以下簡稱 基本規則)，首次從國家層面出臺統一規則指導各地區現貨市場建設，標志著我國電力現貨市場建設從試點探索邁向全面建設的新階段。10月，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發布 關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知2（以下簡稱“813號文”），提出“進一步明確現貨市場建設要求”、“進一步擴大經營主體范圍”、“統籌做好各類市場機制銜接”等方向。在基本規則和“813號文”出臺后，全國現貨市場建設全面加速。圖表3總結了截止到2024年1月的全國各地區、各層級現貨市場的建設進度。省級現貨市場層面，山西、廣東現貨市場已于2

18、023年底由試運行轉正式運行，在此之前，兩省現貨市場均已連續結算試運行兩年以上；山東、甘肅、蒙西現貨市場均已連續結算試運行一年以上。區域和全國現貨市場層面，國網省間現貨市場自2022年7月1日起開始連續結算試運行；2023年12月15日，南方區域首次實現覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區的全區域電力現貨市場結算試運行，是我國進展最快的區域級電力市場。展望2024年，考慮到建設進度和實際運行情況，山東現貨市場有望進一步轉正，江蘇、江西、河北南網、湖北等省份現貨市場有望率先轉為連續結算試運行，南方區域電力現貨市場將開展不同周期的結算試運行。圖表3 全國各地區現貨市場的建設進度（截止2024年1

19、月）來源：各省市和區域電力交易中心，落基山研究所整理注1：現貨市場建設一般歷經六個階段：模擬試運行、調電試運行、短周期結算試運行（一般一周及以內）、長周期結算試運行（一般兩周到一個月）、不間斷結算試運行（一般一年以上）、正式運行等六個階段注2：示例中藍色為省級層面現貨市場，紅色為區域及全國層面現貨市場，部分地區現貨市場未納入考慮注3：與其他現貨市場設計不同，四川電力現貨市場設計了豐水期“水電現貨”和平枯水期“火電現貨”，兩種現貨模式均已實現長周期結算試運行。模擬試運行吉林青海湖南新疆上海河南寧夏重慶陜西江西南方區域福建四川浙江江蘇遼寧河北南網安徽湖北山東甘肅蒙西省間現貨山西廣東調電試運行短周期

20、結算試運行長周期結算試運行連續結算試運行正式運行rmi.org/102024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢六省區現貨市場實現全年連續結算運行，現貨價格和競價空間高度正相關2023年，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西和省間現貨市場均成功實現了全年連續結算，現貨價格較2022年整體下探。圖表4展示了年度層面關鍵現貨價格數據。從整體水平來看，伴隨著動力煤價格下調，除蒙西外各省現貨年均價較2022年都有所下降，下降幅度從-3.7%到-23.7%不等。蒙西受到中長期市場價格較低、發電側希望在現貨市場回收成本等因素影響，現貨均價較2022年上漲2倍以上，但由于用戶側風險防范補償機制的存

21、在，最終結算價格仍會維持在中長期合約均價的一定范圍內。省間方面，國網省間電力現貨市場申報價格上限由2022年的10元/千瓦時調整至3元/千瓦時，送電方節點日均結算價格上限設置為15元/千瓦時3，以降低極端情況下電力受端省份的用戶分攤壓力。同時，由于2023年全國供需總體平衡，尤其迎峰度夏期間降水形勢好轉、水電發電同比增加，國網省間現貨均價較2022年顯著下降43.1%。圖表42023年度層面關鍵現貨價格數據一覽來源：蘭木達電力現貨，落基山研究所具體到日內層面，各省現貨價格峰谷形態和新能源滲透率高度相關。如圖表5所示，山西和山東現貨價格均呈現“早晚雙峰、中午低谷”的形態，早高峰出現在日出前的6-

22、9點，價格更高的晚高峰出現在日落前后的17-19點，而在此之間的現貨價格均顯著低于全年平均值，最低值出現在光伏出力最高的12-14點。相比之下，廣東的最低值出現在負荷較低的凌晨4-6點，雖然中午12-13點也明顯出現低谷，但除此之外白天的電價仍保持在年平均值之上。這一現象與光伏滲透率相關：2023年廣東省光伏電量占比僅為3.1%，而山西、山東分別為是6.2%和9.7%。三省比較下，山東的光伏滲透率最高，也導致深谷幅度最大，深谷均價系數（最低時段均價：年平均值）低至0.5，峰谷均價比（最高時段均價：最低時段均價）高至2.7（分季節分時段均價與分時電價政策的相關性詳見第2條）。伴隨著光伏裝機繼續保

23、持高速增長，白天時段的現貨價格將進一步下探。山西廣東山東甘肅-河東甘肅-河西蒙西-呼包東蒙西-呼包西國網省間003473533072802822824433321,5001,4431,3006506501,5001,5001,5001,7151,4001,6001,5001,8001,7001,9005,2001,9911,9675,1805,1803,0006506503673403074454513603893944283666206426324535630-1-100404000040400018-1001005003002006004000-97年均價年時點最低價格年時點最高價格燃煤發

24、電基準價出清/申報價格上限（取高）出清/申報價格下限（取低）2022年均價rmi.org/112024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表5 2023年山西、山東、廣東現貨日前市場分時段均價圖(虛線為年平均值)來源：電查查電力數據，落基山研究所進一步探討影響現貨價格變動的因素，數據顯示現貨價格和競價空間存在高度正相關性（圖表6）。與日前價格相比，實時價格峰谷形態相近但普遍價格更高。實時價格曲線和實時競價空間曲線形態呈現出高度的一致性，這符合現貨市場的設計理論。當用戶側負荷較低或者發電側優先出清（如聯絡線）和零邊際成本（如新能源）的機組出力較高時，競價空間則較低，由于目前用

25、電側“報量不報價”，競價空間則決定了其他發電機組（主要為火電）的報價博弈空間，報價較低的機組會被優先出清，則現貨市場邊際出清價格也會隨之降低，反之則升高。50045040035030025020015010050000:0012:0002:0014:0004:0016:0006:0018:0008:0020:0010:0022:0024:00交易時段現貨價格 元/MWh山西日前價格山東日前價格廣東日前價格rmi.org/122024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表6 2023年山西、山東現貨日前和實時市場分時段均價與實時平均競價空間圖來源：電查查電力數據，落基山研究所

26、注：本文中競價空間近似定義為“競價空間=直調負荷-聯絡線負荷-風電出力-光伏出力”。60055050045040035030025020015032,00030,00028,00026,00024,00022,00044,00042,00040,00038,00036,00034,00032,00030,00028,000現貨價格 元/MWh現貨價格 元/MWh競價空間 MWh競價空間 MWh60055050045040035030025020015000:0000:0012:0012:0002:0002:0014:0014:0004:0004:0016:0016:0006:0006:0018

27、:0018:0008:0008:0020:0020:0010:0010:0022:0022:0024:0024:00山西日前價格實時價格實時競價空間（右軸）山東日前價格實時價格實時競價空間（右軸）rmi.org/132024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢更大比例新能源、更多元新型主體將參與現貨市場，“發用雙側報量報價”將進一步試點推廣在經營主體范圍擴大方面，集中式新能源、獨立儲能、虛擬電廠、核電等市場主體參與現貨市場均有一定進展。在連續結算試運行的省份中，蒙西、甘肅兩地區新能源發電量占比較高（超過 20%4），基本上除扶貧光伏、分布式光伏外，新能源發電機組全電量參與中長

28、期市場與現貨市場；而山東、山西入市采用自愿原則，入市的新能源全電量參與現貨市場，山東未入市的新能源電站實際出力的 10%（2023 年標準）也要按照現貨價格結算；廣東要求省內 220 千伏及以上電壓等級的中調調管的風電、光伏發電企業全部參與現貨市場交易（新能源入市詳見第7 條）。儲能方面，自 2022 年 2 月山東首批獨立儲能電站以“報量不報價”方式參與現貨交易后，獨立儲能已陸續在各現貨試點省份參與現貨市場及調頻等輔助服務市場。2023 年，山西、廣東成功試點獨立儲能以“報量報價”方式參與現貨，山西允許獨立儲能按月自主選擇以“報量報價”或“報量不報價”方式參與現貨市場5，山東2024 年初發

29、布的山東電力市場規則(試行)(征求意見稿)要求獨立儲能由“報量不報價”變為“報量報價”參與市場6（獨立儲能入市詳見第 9 條）。此外，虛擬電廠及核電參與現貨方面也在山西、山東等地有所突破（見專欄 1）。展望近期，集中式新能源有望在更多省份以更大比例入市并全電量參與現貨市場，獨立儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型市場主體“報量報價”參與現貨市場會得到進一步推廣；2024 年有望在山東等分布式新能源裝機占比較高的省份率先試點分布式新能源上網電量部分參與現貨交易。專欄1市場動態案例分享1山西虛擬電廠參與現貨市場：在山西現貨市場中，虛擬電廠以“報量報價”方式參與，每日各交易時段分別申報用電負荷上、下限以

30、及遞減的3-10段量價曲線，按照“負發電”模式參與現貨市場出清7。同時按照虛擬電廠調節能力，山西適當放寬了其中長期交易成交量約束和金融套利約束。2023年8月1日，山西風行虛擬電廠正式入市，其聚合了建材、鑄造、鋼鐵、商業樓宇、分布式光伏、儲能、充電樁等資源，當日累計申報負荷1.5萬千瓦、7個小時，預計通過負荷調節共減少用電量18,000千瓦時、可獲利7,500元，該紅利會傳導到其代理的零售用戶8。2山東核電參與現貨市場：自2023年11月起，山東海陽核電1、2號機組，裝機容量共計250萬千瓦，通過保留優先發電量、全電量報量報價方式參與電力現貨市場9。這意味著除事前給定、分月調整的優先消納電量部

31、分仍按照政府批復價格結算，其余電量部分將參與電力市場。根據2024年1月發布的山東電力市場規則(試行)(征求意見稿)，全部核電機組按自愿原則參與電能量市場，在滿足低功率運行深度、調節速度、準備時間等安全條件基礎上，以報量報價方式全電量參與日前現貨市場出清，其中具備日內調節能力的核電機組可以參與日內和實時市場交易。用戶側參與上，除了已實行“發用雙側報量報價”的甘肅電力市場外，“發電側報量報價、用戶側報量不報價”為現行的主流模式。廣東在2024年1月發布的關于2024年電力市場交易有關事項的通知中指出，計劃開展現貨市場雙邊報量報價試點交易，允許批發用戶和具備條件的售電公司自愿選擇報量報價參與日前電

32、能量市場出清10。山東在2024年1月發布的山東電力市場規則(試行)(征求意見稿)中也指出，具備條件時，采取“發電側報量報價、用戶側報量報價”模式。伴隨著各地區現貨市場試運行的不斷成熟及正式運行，“發用雙側報量報價”將進一步試點推廣6。這不僅將對售電公司（或直接參與市場的批發用戶）提出更高的交易能力要求，還意味著對于用戶側而言，現貨市場的結算價格有望從虛擬的“統一結算點”價格細化為基于用戶物理位置的“節點/分區”價格。rmi.org/142024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢專欄2中長期交易與現貨交易的結算銜接方式實現統一，發電側結算全電量反映阻塞和空間價值在電能量批發

33、市場結算方面，基本規則給出了“差價結算”和“偏差結算”兩種設計方式（見圖表 7），目前蒙西電力市場采用前者，其余省份多采用后者11?；疽巹t修正了前期現貨試點中兩種結算方式導致的不同，為方式二增加了“第二步”以結算因輸電阻塞導致的所在節點和中長期參考結算點的空間價值差。因此兩種方式實現等效，對于發電方而言，全電量都會承擔因所在節點阻塞而導致的節點電價低于全省均價的風險（反之部分節點電價高于全省均價會帶來超額收益）。伴隨著現貨市場逐步成熟，未來如果用戶側也采用節點/分區現貨價格、允許發用雙方自行選擇結算參考點，用戶側也將受到因線路阻塞導致的現貨節點電價不同的影響。圖表7 電能量批發市場的兩種結算

34、方式簡化示意圖 來源：落基山研究所注：現階段，由于用戶側“報量不報價”、發用雙方暫無法自行選擇結算參考點，各地電力市場均為用戶側定義了虛擬的“統一結算點”現貨價格作為其所在“節點/分區”現貨價格，而發電側是一般基于真實的物理位置確定的節點/分區現貨價格。同時各地電力市場為發用雙方定義了中長期交易“結算參考點”以結算中長期和現貨交易的差價/偏差部分。中長期合同電量其余電量中長期合同電量其余電量第一步：按所在節點/分區現貨價格全電量結算 第二步：中長期合同電量再按中長期合同價格與中長期結算參考點現貨價格的差價結算第一步：中長期合同電量先按中長期合同價格結算第二步：再結算所在節點/分區與中長期結算參

35、考點的現貨價格差值 第三步：以節點/分區現貨價格結算實際電量與中長期合同電量偏差 方式一“差價結算”：方式二“偏差結算”：rmi.org/152024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢各層級現貨市場和各類型電力市場銜接將更加緊密在各層級電力市場銜接上，國家電網區域和南方電網區域采取了不同的設計思路。南方區域電力現貨市場結算試運行期間，五省區按區域現貨出清結果執行、按區域出清價格結算，廣東現貨市場出清結果僅作為備用。這體現了南方區域和各省內現貨市場“全電量集中競爭、統一出清”的設計思路，有助于實現電力資源在全區域的最優化配置。但在過渡階段，南方區域電力現貨市場第一次全域結算試

36、運行實施方案引入了“省間利益平衡臨時調整機制”，即在區域現貨市場結算后，對省間送電費用進行事后調節，減少出現省間利益較現行機制調整過大的風險12。相比之下，國網省間電力現貨和各省內現貨市場是互補關系，目的是利用省間通道剩余輸電能力、匹配電力富余和短缺省份的互濟需求，為“兩級出清”模式，即省間現貨交易結果作為開展省內現貨市場出清的邊界條件。在各類電力市場交易品種銜接方面，伴隨著部分省份（區）現貨市場的不間斷運行，現貨市場發現電力價格的能力愈發被市場參與方認可并作為中長期交易的價格錨點?！?13號文”明確在現貨市場連續運行地區，中長期交易需連續運營，實現執行日前七日（D-7日）至執行日前兩日（D-

37、2日）連續不間斷交易；調頻輔助費用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種“成熟一個、疏導一個”；各地現貨市場出清價格上限設置應與需求側響應價格相銜接。從報價策略角度分析，年度中長期交易的買賣雙方不僅會考慮動力煤價格水平，還會考慮近期現貨市場的價格水平。例如在廣東省，2022年動力煤價格處于高位、現貨均價達到562.9元/MWh，這也導致2023年年度長協平均價格為553.9元/MWh13，基本達到煤電基準價的20%上浮上限。但是相比較而言，廣東2023年全年現貨均價僅為443.1元/MWh，顯著低于年度長協均價。2024年度交易開展前的11月現貨（實時價格）均價為469.5元/MWh，對之對應，12

38、月開展的2024年年度長協交易均價下降到465.6元/MWh14，僅較煤電基準價上浮不到1%。在月度和月內中長期交易階段，上月和當月現貨價格水平對中長期價格的傳導效應預計會更加突出。rmi.org/162024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢02分時電價政策動態調整加快，現貨價格對分時電價的指導作用凸顯分時電價機制通過引導用戶削峰填谷，進而改善電力供需狀況、促進新能源消納15。分時電價政策決定電網代理購電分時電價、間接影響中長期交易的分時結算價格i，并進一步影響零售市場分時價格的形成。目前33個省級電網均已頒布工商業分時電價政策，并有16個省網在近一年內完成了動態調整，動

39、態調整的主要方面包括：調整尖峰時段劃分：增加尖峰時段時長(見圖表8.a)。例如，山東本年度動態調整過程中尖峰時段增加184小時、深谷時段增加62小時，高峰時段減少182小時，低谷時段減少180小時；安徽針對315千伏安及以上執行工商業兩部制電價的工業用戶尖峰時段新增248小時。調整時段劃分精度：提高時段精度，分時時段含05小時節點(見圖表8.b）。如遼寧省早高峰時段為7:30-10:30，午間高峰時段為11:30-12:00。含遼寧省在內，目前已有6個地區時段劃分精度提升到了0.5小時。探索節假日深谷政策：在重大節假日期間引入午間深谷電價政策(見圖表8.c）。浙江和江蘇率先在春節、勞動節、國慶

40、節三個重大節假日期間執行深谷電價政策，浙江深谷電價時段設置在10:00-14:00，涵蓋原高峰、尖峰、低谷、平時段；江蘇深谷電價時段設置在11:00-15:00，涵蓋原平時段。重大節假日期間往往伴隨電力負荷下降，設置深谷時段有利于更具針對性的識別和體現系統實際供需狀況，引導用戶填谷。統一分時浮動方式：在全國范圍內統一了峰谷時段的電價計算方式，即在平時段電價的基礎上按時段系數浮動(見圖表8.d)。浙江省在2024年1月動態調整的分時電價政策中，明確了大工業用戶不同時段的浮動比例，不再以加減固定度電價格的方式確定峰谷電價。浙江動態調整完成后，按浮動比例確定峰谷電價的方式在全國范圍內得到統一。分時電

41、價更靈活的時段劃分：如廣西省，在迎峰度夏和迎峰度冬期間，電網公司可結合電力供需等情況，在報備和公示后，對用電電壓等級在35千伏及以上規定執行范圍內電力用戶的時段劃分進行靈活調整。i中長期合同未形成分時價格時，各時段結算價格在交易價格的基礎上按照分時電價劃分的時段和浮動比例執行；申報用電曲線、逐時段交易時，分時電價政策指導形成各時段報價的上下限，如山西省中長期分時段交易中，各個時段報價最高上限原則上不高于燃煤發電基準價*（1+20%）*（1+該時段分時電價政策浮動比例）*（1+20%），最低下限原則上不低于燃煤發電基準價*（1-20%）*（1-該時段分時電價政策浮動比例）*（1-20%），從而間

42、接影響中長期分時結算價格rmi.org/172024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表8 部分省份工商業分時電價時段劃分及浮動比例省份政策文件季節/月份用戶0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-11 11-12 12-1313-1414-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24（a）山東省發展和改革委員會關于工商業分時電價政策有關事項的通知（2024年1月1日起執行）冬季（1月、2月、12月）工商業用戶10.30.10.3121.71春季（3-5月）工商業用戶10.30

43、.10.3121.71夏季（6-8月）工商業用戶0.311.721秋季（9-11月）工商業用戶10.30.10.311.721.71山東省發展和改革委員會關于進一步優化工商業分時電價政策的通知（2023年1月至12月執行）冬季（1月、12月）工商業用戶10.30.10.321.71春季（2-5月）工商業用戶10.30.10.311.721.71夏季（6-8月）工商業用戶10.311.721秋季（9-11月）工商業用戶10.30.10.311.721.71安徽省發展改革委安徽省能源局發布關于進一步優化峰谷分時電價政策等有關事項的通知（2024年4月起執行）7、8、9月100千伏安及以上工商業用戶

44、0.38211.8431、12月100千伏安及以上工商業用戶0.38211.8430.382其他月份100千伏安及以上工商業用戶0.3821.7411.7410.3827、8月315千伏安及以上執行工商業兩部制電價的工業用戶0.38211.8432.2121.8439月315千伏安及以上執行工商業兩部制電價的工業用戶0.38211.8431、12月315千伏安及以上執行工商業兩部制電價的工業用戶0.38211.8432.2121.8430.382其他月份315千伏安及以上執行工商業兩部制電價的工業用戶0.3821.7411.7410.382安徽省發展改革委關于完善工商業峰谷分時電價政策有關事項

45、的通知（2022年3月至2024年3月執行）1，7，8，9月100千伏安及以上工商業用戶0.41211.81311.81310.412其他月份100千伏安及以上工商業用戶0.41211.7111.7110.412rmi.org/182024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢（b）遼寧省發展改革委關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知（2023年9月起執行）其余季節100千伏安及以上的工商業用戶0.511.510.511.510.5夏季、冬季（1，7，8，12月）0.511.510.511.51.8751.510.5（c）江蘇省發展改革委關于進一步完善分時電價政策的通知(2

46、023年7月起執行)所有月份單一制，315千伏安以下的大工業用用戶和100千伏安及以上普通工業用戶0.45181.671911.67191所有月份兩部制，315千伏安以下的大工業用用戶和100千伏安及以上普通工業用戶0.41851.719611.71961夏季（7月-8月，日最高氣溫達到或超過35時）315千伏安及以上的大工業用戶0.41851.719612.0635211.71962.06352 1.71961冬季（12月至次年一月，最低氣溫達到或低于-3時）315千伏安及以上的大工業用戶0.41851.71962.0635211.71962.063521.71961重大節日（春節、“五一”

47、國際勞動節、國慶節期間）315千伏安及以上的大工業用戶0.65608(d)浙江省發展改革委關于調整工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知（2024年3月起執行）春秋季（2-6月，9-11月）大工業用戶0.41.650.41.651夏冬季（1、7、8、12月）大工業用戶0.381.651.980.3811.981.651重大節假日（春節、勞動節、國慶節）大工業用戶0.2春秋季（2-6月，9-11月）一般工商業用戶0.451.50.451.51夏冬季（1、7、8、12月）一般工商業用戶0.381.51.650.3811.651.51重大節假日（春節、勞動節、國慶節）一般工商業用戶0.2浙江省發展改革

48、委關于進一步完善我省分時電價政策有關事項的通知（2021年10月起執行）夏季（7-8月）、冬季（1月、12月）大工業用戶其他季節大工業用戶所有月份一般工商業用戶深谷低谷 平時段 高峰尖峰來源：各省發展和改革委員會，落基山研究所接上表rmi.org/192024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢季節執行年份月份0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24冬季202412月，1月，2月202312

49、月，1月春季20243月，4月，5月20232月，3月，4月，5月夏季20246月，7月，8月20236月，7月，8月秋季20249月，10月，11月20239月，10月，11月深谷低谷 平時段 高峰尖峰2023年各季節典型月現貨日前分時均價分時電價的動態調整及時反映了現貨價格波動的發展趨勢在現貨市場長周期連續（試）運行的省份，現貨交易價格在日內的波動情況已成為新一年度分時電價動態調整的重要參考?，F貨市場發現的分時電能量價格信號，通過分時電價政策的動態調整機制傳導到分時電價政策中，進而更準確地指導用戶調整用電行為。以山東為例，如圖表9所示，2024年分時電價在2023年基礎上，調整了冬季、春季

50、和夏季的峰谷時段，深谷與尖峰時段的調整清晰反映了現貨市場價格曲線的年際變化：深谷調整方面，2024年冬季11:00-12:00時段由低谷調整為深谷，這與2023年冬季現貨價格的日內波動情況及其相對上年的變化趨勢一致。2023年1月現貨市場中，11:00-12:00時段現貨平均價格相比10:00-11:00時段下降14%，該時段內現貨價格處于日內價格低點，為1月平均價格的0.56倍（現貨1月各時段平均價格最低值為月平均價格的0.4倍）。而2022年同期同時段現貨市場平均價格為月均價的0.77倍，2023年與2022年相比，該時段價格在均價基礎上的下浮更為顯著，分時電價新增本時段為深谷時段及時反映

51、了這一變化。尖峰調整方面，2024年春夏季17:00-18:00時段由高峰調整為尖峰。以夏季17:00-18:00時段調整為例，2023年7月現貨交易結果顯示，17:00-18:00時段與16:00-17:00時段相比現貨均價上浮9.7%，上浮后價格達到高位，該時段平均價格為日內各時段平均價格最高值的93%，處于尖峰電價區間。而2022年同期，這一比值為86%，2023年與2022年相比，該時段在均價基礎上的上浮比例增加，分時電價政策將這一時段動態調整為尖峰時段，與該時段現貨均價上行趨勢一致。圖表9 山東省2023年和2024年分時電價時段劃分及2023年現貨價格來源：山東省發展和改革委員會，

52、電查查電力數據，落基山研究所注:2023年現貨價格為各季節典型月現貨價格，其中1月為冬季典型月，4月為春季典型月，7月為夏季典型月，10月為秋季典型月 rmi.org/202024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢但同時，在部分地區的特定時段，現貨價格波動與分時電價浮動也可能表現出不一致的趨勢。如圖表9所示，山東夏季分時電價將0:00-6:00時段劃分為低谷，但該時段各小時現貨均價均高于劃分為平時段的8:00-13:00。如圖表10、圖表11所示，甘肅現貨分時價格有較強的季節性特征，但是分時電價政策中尚未體現出這一特點：2023年甘肅省河東現貨市場中夏季（7-8月）峰價集中

53、在午間（12:00-17:00）和晚間（18:00-23:00），冬季（1月、12月）峰價集中在早間（7:00-9:00）和晚間（17:00-23:00），現有分時電價政策中的時段劃分貼近冬季現貨價格，但是與夏季時段差別較大。電力用戶可重點關注此類分時電價浮動和現貨價格波動錯配的時段，此類時段更可能成為分時電價政策下一步動態調整的重點方向，用戶可提前規劃應對方案。圖表10 甘肅省分時電價時段劃分及浮動比例省份季節/月份用戶0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-212

54、1-2222-2323-24甘肅所有月份工商業用戶11.50.51.51深谷低谷平時段高峰尖峰來源：甘肅省發展和改革委員會，落基山研究所圖表11 2023年甘肅-河東現貨交易分時均價來源：蘭木達電力現貨，落基山研究所元/MWh7月8月1月12月6005004003002001000241817166543211211102122232019987151413rmi.org/212024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢各省市分時電價浮動基數的組成有較大差別，遠期有望出臺統一的規范性指導文件目前各省分時電價浮動基數的組成各異?，F貨長周期運行的試點省網中（如圖表12所示），除市

55、場交易價格/代理購電價格外，安徽、河南、廣東、四川、浙江、江蘇、遼寧七地要求輸配電價參與浮動，浙江、江蘇兩地政府性基金及附加需參與浮動，此外在上網環節線損和系統運行費用方面也未形成統一理解。因此，電力用戶實際面對的峰谷浮動系數，不僅受分時政策確定的峰谷系數影響，還取決于所在省份對分時電價浮動基數組成的約定。當用戶側電價浮動幅度在同等水平時，浮動基數組成部分越少，電能量價格可浮動的范圍更大，越有利于儲能參與者利用峰谷價差套利、回收投資成本。在構建全國統一電力市場體系的目標下，中遠期全國層面或將針對分時電價浮動組成出臺指導性文件，厘清分時電價浮動基礎，進一步規范電價體系。圖表12 現貨試點省份分時

56、電價浮動基數的組成浮動基數組成省份電能量交易價格/代理購電價格上網環節線損費用輸配電價系統運行費用政府性基金及附加安徽（不含容（需）量電價）山東山西（歷史偏差電費折價不參與浮動）河南（征求意見稿）（不含容（需）量電價）廣東（不含容（需）量電價）蒙西四川（不含容（需）量電價）浙江（不含容（需）量電價）江蘇（不含容（需）量電價）遼寧（不含容（需）量電價）湖北來源：各省發展和改革委員會，北極星電力網，落基山研究所注：山東獨有的容量補償電價也在浮動基數組成內，上海、福建、甘肅未就浮動基數組成作出明確規定。rmi.org/222024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢分時電價政策與零

57、售套餐銜接加強在零售市場日益完善、批發側和零售側連接更加緊密的背景下，目前分時電價政策通過三種影響路徑影響零售分時電價的形成：（1）分時電價政策中的時段劃分和浮動系數作為計算依據影響零售套餐分時電價形成：對于未簽有分時段屬性零售套餐的零售用戶，結算時購電價格在約定價格的基礎上按照分時電價政策中的峰谷時段劃分及浮動比例執行。（2）分時電價政策直接約束零售套餐分時機制：以山東省為例，山東的零售套餐執行分時約束機制，時段劃分需滿足各時段時長約束條件，并且在分時電價政策的限定時段內選擇，可浮動比例較分時電價政策中的規定的浮動系數范圍更大。圖表13 2024年山東零售套餐分時電價的時段和時長約束零售套餐

58、分時電價時段與分時電價政策峰谷時段的對應要求時長約束峰段 須包括尖峰時段 在平段和峰段中選取谷段 須包括深谷時段 在平段和谷段中選取峰段總時長平段-12h來源：山東省發展和改革委員會，落基山研究所圖表14 2024年山東零售套餐分時電價浮動系數約束月份峰段谷段分時電價政策確定的系數全年1.70.3零售套餐分時系數可選范圍4月、11月1.61.50.5來源：山東省發展和改革委員會，落基山研究所（3）分時電價通過約束中長期逐時段限價，進而影響零售分時電價：以山西省為例，當零售用戶與售電公司簽訂帶有分時段屬性的零售套餐時，零售用戶的分時段市場化用電量以售電公司與其簽訂的分時電價作為結算價格。各時段分

59、時電價在報價時受中長期分時段交易限價的影響，最高限價是在中長期逐時段最高限價的季度算數平均數基礎上上浮8%，最低限價是中長期逐時段最低限價的季度算數平均數16。rmi.org/232024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢03省級電力零售市場建設加強，用戶范圍擴大和多元市場主體是發展趨勢，批零價格有效傳導是發展方向工商業用戶參與電力市場交易電量在2023年繼續增長，電網企業代理購電電量依舊占據三成比例。據國家能源局統計，2023年全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%17。結合北極星售電網的數據，2023年電網企業工商業用戶代理購電電量在市場交易電量中占比約

60、為30.6%，較2022年降低了1.0個百分點18。盡管國家發展改革委要求“有序推動工商業用戶全部進入電力市場”，但目前各地10千伏以下的工商業用戶幾乎都采用電網企業代理購電的方式，尚未直接參與市場交易。廣東省于2023年10月發布了廣東電力市場低壓工商業用戶參與市場化交易試點實施方案，首次試點低壓工商業用戶參與市場直接購電或者通過售電公司購電，試點選擇深圳市轄區內完成“轉改直”計量抄表到戶改造的工業園區為試點，允許低壓工商業用戶自愿參與電能量市場，這一試點方案為未來推動10千伏以下工商業用戶直接參與市場交易、縮小代理購電范圍打下基礎。參與零售市場交易是工商業用戶直接參與電力市場交易的主要方式

61、。相較于單個用戶直接參與批發市場交易，售電公司將多個用戶的購電需求打包交易，交易規模更大，議價能力更強。以2023年全國用電量第一的省份廣東省為例，2023年共有39243家用戶直接參與廣東電力市場交易，其中直接參與批發市場交易的僅有4家19；2024年度交易中僅有1家用戶直接參與批發市場年度掛牌交易，沒有用戶直接參與批發市場年度雙邊協商交易和年度集中競爭交易14。部分地區在2024年電力市場交易通知或電力零售市場交易規則中對電力用戶直接參與批發市場設置了年用電量的門檻，并且主要分為1000萬千瓦時以上（如廣東、青海）和500萬千瓦時及以上（如福建）。然而，四川和新疆在2024年的電力市場交易

62、方案中則取消了對于工商業電力用戶直接參與電力市場的年用電量要求，從規則上減少了對電力用戶的限制。省級電力零售市場建設在2023年進一步完善，共有17個省市（廣東、江蘇、浙江、河北、新疆、四川、安徽、福建、山西、云南、陜西、湖南、甘肅、天津、青海、吉林、海南）在2023年出臺或更新了電力零售市場或售電公司管理相關文件。這些文件明確了零售用戶和售電公司的權利和義務，明晰了零售交易組織過程和結算方式；規范了零售合同的簽訂，提供了零售合同范本，明確了零售套餐類型，加強了零售交易線上平臺建設，并要求零售合同的簽訂、變更或解除原則上在零售平臺上進行。各地明確的電能量零售套餐類型主要包括固定價格類套餐、市場

63、聯動價格類套餐、價格傳導類套餐、價差分成類套餐四類。其中，固定價格類套餐是指電力用戶與零售公司的成交價格為固定價格；市場聯動價格類套餐，部分地區也叫浮動價格類套餐，是指成交價格隨選定的電力市場價格（電力批發市場價格或電網代理購電價格）變化而變化；價格傳導類套餐是將售電公司在批發市場交易結算均價傳導至電力用戶；價差分成類套餐是指售電公司與零售用戶在參考價的基礎上按照約定的比例分享收益或分攤損失。部分地區在2023年以來還針對綠色電力交易提出了綠色電力套餐，即在約定電能量價格的基礎上約定綠電交易電量和綠電環境價值，不同地區綠電零售套餐中綠電環境價值的約定方式也不相同（詳見第十章）。固定價格類套餐是

64、目前電力用戶的主要選擇，幫助電力用戶控制電價波動風險。以廣東省為例ii，2023年和2024年年度電能量零售合同簽約結果顯示，超過98%的電力用戶選擇了“固定+市場聯動”的零售合同類型，在簽約總電量中占比也超過98%20,21。其中市場聯動價格部分電量占比分別為10.6%和10.8%20,21，剛好滿足10%的政府要求，電力用戶并沒有更多意愿超出政府規定簽署更多市場聯動價格電量。ii廣東省電能量零售交易合同分為“固定+市場聯動”類和“100%市場聯動價格”類這兩類，其中前一類要求零售合同中至少10%的實際用電量采用市場價格聯動方式。rmi.org/242024電力市場化改革與電價體系洞察：面向

65、市場參與者的十大趨勢市場聯動價格類套餐中選擇的市場聯動價格包括年度和月度的中長期市場交易價格、現貨市場成交均價、月度電網企業代理購電價格。與市場聯動價格類套餐關聯整個電力市場的交易價格不同，價格傳導類套餐則關聯售電公司在批發市場上各類交易合同的加權均價。這兩類零售套餐通常會疊加服務費，用于售電公司在傳導批發市場交易價格的基礎上回收相應服務成本?？紤]到煤電價格對電力中長期市場價格影響較大，部分地區（例如廣東、上海等地）在零售套餐設置過程中加入了煤電價格聯動的選項。但從廣東電能量零售合同交易結果來看，選簽“煤電聯動”的用戶很少，2023年沒有電力用戶選簽，2024年電力用戶選簽的用戶數量比例和電量

66、比例分別為0.03%和0.02%，大部分電力用戶依然傾向于相對固定的用電價格20,21。為減少電力用戶在零售市場的購電價格波動風險，各地目前主要通過設置零售合同價格上下限和建立價格風險預警機制這兩種方式避免用戶電價過高。對于第一種方式，廣東省直接對電能量零售交易中固定價格部分設置了價格上下限，且該價格上下限與批發市場年度交易上下限一致；云南省則將燃煤發電基準價的1.2倍作為零售合同中固定價格部分的最高限價；浙江省可由電力用戶和售電公司協商是否設置封頂價格，封頂價格以（80%年度交易均價+20%月度交易均價）為基準設置最高上浮系數。對于第二種方式，江蘇省在關于做好2024年電力零售市場常態業務管

67、理的通知中設置了電力零售套餐關鍵參數風險預警閾值，針對零售套餐中的固定價格和浮動價格進行風險預警。電力用戶與售電公司簽署零售合同時可選擇是否設置偏差考核條款，但部分地區鼓勵售電公司對于低電壓等級的零售用戶免除偏差考核。例如，浙江省在浙江省電力零售市場管理辦法（試行）中“鼓勵售電公司不對35千伏以下用電電壓等級的零售用戶進行偏差考核”。在電力用戶在零售市場承擔的偏差考核與售電公司在批發市場偏承擔差考核的銜接方面，部分地區也提出了相關要求。例如，陜西省在陜西省電力零售市場交易細則中提出“原則上售電公司與其代理的零售用戶共同承擔偏差電量費用”，電力用戶在零售市場承擔的偏差考核費用應支付給售電公司用于

68、其補償在批發市場承擔的偏差考核費用。浙江省則規定售電公司收取的電力用戶偏差考核費超出其在批發市場承擔的偏差考核費用一定額度的，超出額度部分應返還給按代理零售用戶。各地區在零售市場中針對分時交易用戶主要通過兩種方式應用分時電價相關政策，其一是直接約定平段價格，其余時段按照規定價格峰谷比浮動（例如廣東?。?；其二是針對不同時段分別約定價格，更精細地用各時段的價格反映單個用戶的用電特性和市場供需（例如陜西?。?。隨著電力零售市場的發展和對于售電公司風險管理的加強，售電公司在經歷了2022年的大量退市之后，在2023年整體數量相對穩定。以廣東電力市場為例，截至2023年底，售電公司數量累計數量為313家，

69、較2022年底凈增加了29家19,22。其中獨立售電公司是主要經營主體，在全部售電公司中約占85%。在各類售電公司中，發電背景的售電公司參與交易的比例最高，而獨立售電公司和電網背景售電公司參與交易的比例較低。然而隨著售電公司管理規范加強，未開展實質性業務的售電公司逐步被清退，獨立售電公司參與交易比例從2021年的32%上升到2023年的54%19,23。從圖表15和圖表16展示的廣東電力市場售電公司交易情況中可以看出19,22,23：發電背景售電公司用戶中電力大用戶比例較高，因而能夠以約三成的零售用戶數量占據約六成的零售電量。發電背景售電公司在電源方面的優勢，能夠幫助其為電力用戶提供更低的售電

70、價格和相對穩定的電力來源。2021年到2023年，發電背景售電公司零售電量占比不斷提升。廣東零售交易結果顯示，發電背景售電公司的零售用戶度電單價最低，2022年和2023年分別比市場均價低19元/兆瓦時和8元/兆瓦時。憑借大用戶規模效應帶來的更低的度電管理成本，發電背景售電公司度電收益在所有類別中最低，2022年和2023年分別比市場均價低7元/兆瓦時和4元/兆瓦時。獨立售電公司在零售市場上主體眾多，承接了約60%的零售電力用戶，尤其是中小型用戶，提升了零售市場的多元化程度。獨立售電公司的零售用戶度電單價和度電收益都較市場均價更高，其中度電單價2022年和2023年分別比市場均價高26元/兆瓦

71、時和14元/兆瓦時，度電收益分別比市場均價高11元/兆瓦時和7元/兆瓦時。獨立售電公司往往更注重在交易能力或服務能力等方面培養自己的核心競爭力，并且度電收益回報較發電背景售電公司要求更高。rmi.org/252024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表15 廣東電力市場售電公司市場占有情況來源：廣東電力交易中心，落基山研究所圖表16 廣東電力市場售電公司售電價格和度電收益情況來源：廣東電力交易中心，落基山研究所長期來看，在“推動工商業用戶都進入市場”的要求之下，以廣東省低壓工商業用戶參與電力市場交易試點為基礎，預計未來各地將開展更多相關試點，擴大工商業用戶參與電力市場直接

72、交易比例，逐步縮小電網企業代理購電范圍。參與零售市場將依然是電力用戶直接參與電力市場的主要方式。零售市場上各類售電公司將繼續保持多元化發展，并且隨著電力用戶相關能力建設的加強，售電公司需要提供更加專業化、精細化的服務，同時擴展增值業務，為用戶創造更多價值并為自身帶來更多收益點。電力用戶在零售套餐的選擇上預計市場聯動價格部分比例將逐步擴大，批發市場價格波動將有效傳導至終端電力用戶，引導用戶用電行為。并且隨著各地現貨市場建設的推進，現貨市場交易價格將更多地被考慮到市場聯動價格類套餐里，更好地發揮現貨市場的價格發現功能。售電公司數量零售用戶度電單價元/兆瓦時售電公司度電收益元/兆瓦時零售電量(億千瓦

73、時)占比獨立售電電網背景均價獨立售電均價發電背景發電背景獨立售電電網背景發電背景獨立售電電網背景電網背景2022202220232023零售用戶占比售電公司參與交易數量占比500400300200100062061060059058057056055054002422201816141210864202021202120212,93627,21949%45%63%28%7%4542843132022202220222,98837,80757%38%61%33%5%2023202320233,140100%100%39,41664%34%58%40%1.0 0.80.60.40.202%3%9%

74、6%發電背景rmi.org/262024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢04輸配電價回歸電網業務成本，線損費用和系統運行費用在電費中單列輸配電價分類歸并，并按電壓等級核定，還原電網物理屬性2023年5月15日，國家發展改革委發布 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知24（以下簡稱 第三監管周期通知），正式下發輸配電價在第三監管周期（2023-2025年）執行的新規和價格標準。第三監管周期通知 進一步規范了電價順價形成機制，調整了電力用戶類型，首次對容（需）量電價進行了按電壓分級核定。第三監管周期中的輸配電價更直接地對應了電網主管的業務和成本。此輪省級輸配電價核

75、定明確了工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成，并首次將以往涵蓋在輸配電價中的上網線損費用以及系統運行費用進行單列。系統運行費用包括抽水蓄能容量費用、煤電容量費用、輔助服務費用等。根據此前國家發展改革委和國家能源局發布的輸配電定價成本監審辦法25（以下簡稱監審辦法）和省級電網輸配電價定價辦法26（以下簡稱定價辦法），在輸配電定價成本核定中，電網所屬抽水蓄能電站、電儲能設施、單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。此次對系統運行費用單列使輸配電服務的成本更加清晰明了，與 監審辦法 和 定價辦法 有了更好的銜接。電力用戶類別由過

76、去的居民生活、農業生產、大工業、一般工商業用電四類逐步合并為三類，即居民生活、農業生產以及工商業用電（其中包括大工業和一般工商業用戶）。在第三監管周期內，同電壓等級的工商業用戶將執行相同的價格。過去工商業用戶分為一般工商業用戶和大工業用戶，分別在核算輸配電價時納入了不同的交叉補貼，導致同電壓等級的用戶執行不同價格的情況發生。在新的標準下，一般工商業用戶和大工業用戶被統一為工商業用戶，交叉補貼也得到統一，對電力用戶及其相應價格結構進行了進一步完善，有力地提升了價格體系的透明度和公平性。工商業用戶按照電壓等級和用電容量可選擇執行單一制電價或兩部制電價iii。第三監管周期通知規定用電容量在100千伏

77、安及以下的，執行單一制電價；100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執行單一制或者兩部制電價；315千伏安及以上的，執行兩部制電價。兩部制電價中，需量電價在此輪定價中統一按容量電價的16倍確定。與第二監管周期相比，各省級電網的需量電價與容量電價的比值整體提高（詳見圖表17）。這一調整拉大了需量電價和容量電價之間的價差，更直接地引導用戶合理報裝容量，鼓勵用戶根據自身的生產情況和負荷波動選擇最優的結算方式。iii 單一制電價：用戶根據用電量支付電量電價（元/千瓦時）；兩部制電價：用戶在結算電費時根據用電量支付電量電價（元/千瓦時）和用電容量支付基本電費（即容量電價或需量電價，以元/千瓦月或元/千伏

78、安月計價）rmi.org/272024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表17 第二、第三監管周期各省級電網需量電價比容量電價系數匯總來源：國家發展和改革委員會，落基山研究所同時，本輪調整首次對容（需）量電價進行了按電壓分級核定。在第二監管周期中，容（需）量電價沒有區分電壓等級，無論是10千伏及以下的用戶還是220千伏及以上的用戶均執行統一的省級容（需）量電價。而在第三監管周期內，容（需）量電價將根據電壓等級進行區分。與第二監管周期中全電壓等級的容（需）量電價采用統一標準不同，第三監管周期中低電壓等級的容（需）量電價比高電壓等級平均高約14%（圖表18）。這一調整使得增量

79、配網等新興市場主體能夠同時利用電量電價和容（需）量電價在不同電壓等級之間的價差，有利于推動配網業務的發展。黑龍江青海陜西重慶遼寧貴州蒙西蒙東福建甘肅湖南湖北海南（大工業）海南（一般）浙江河南河北江西江蘇新疆廣西廣東山西山東安徽寧夏天津四川吉林北京冀北云南上海（大工業）上海（一般）系數（需量電價/電容電價）0.00.51.01.5rmi.org/282024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表18 部分省份容量電價電壓等級價差匯總來源：國家發展和改革委員會，落基山研究所調整后的容（需）量電價還對高負荷用戶配套了激勵機制：在電力用戶選擇用需量電價進行結算時，“當每月每千伏安用

80、電量達到260千瓦時及以上時，當月需量電價按核定標準的90%執行”。對電力系統來說，新的需量電價模式更加準確地反映了不同電壓等級用戶需要承擔的變壓器容量成本，尤其是針對單位供電容量在當月利用小時數高的用戶（即 ），在需量電費上給予優惠，在長期更好地節約了電網輸電容量建設和維護的成本。對用戶來說，這一變更將影響電力用戶容（需）量電費的選報策略，過去采用容量電價劃算的用戶在新的容（需）量電價結構下可能選擇需量電價會比較劃算。系統運行費用實現單列，抽水蓄能電站容量電價和成本回收機制得到明確對系統運行費用進行單列是此輪省級輸配電價核定的亮點之一，本部分重點關注系統運行費用中的抽水蓄能容量電費，關于煤電

81、容量電費和輔助服務費用的內容將在后續章節展開討論。在2023年5月輸配電價重新核定并單列系統運行費用的同時，國家發展改革委還核定發布了抽水蓄能電站容量電價，明確了2021年4月關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見27中關于抽水蓄能“容量電價納入輸配電價回收”的具體方式。抽蓄電站的成本回收機制得到明確，固定成本將由容量電價進行回收，運行成本由充放電價差進行回收和獲取收益。在已經公布的核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價表中28（詳見圖表19），容量電價的均值為507.61元/千瓦，裝機容量的均值為114萬千瓦。有22座電站的容量電價高于均值。容量電價最高的電站是位于安徽

82、的響洪甸電站，裝機容量為8萬千瓦，容量電價為823.34元/千瓦；容量電價最低的電站為位于河北的潘家口電站，裝機容量為27萬千瓦，容量電價為289.73元/千瓦。48座抽水蓄能電站中，裝機規模為120萬千瓦的電站最多，有21座。山東3020100容量電價（元/千瓦月）電壓等級（千伏）22022022022011011011011035353535110（20）110（20）110（20）110（20）山西江蘇廣東rmi.org/292024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表19 抽水蓄能電站裝機容量及容量電價匯總來源：國家發展和改革委員會，落基山研究所分省區看，大多數省

83、市和自治區（除江蘇、浙江外）的抽水蓄能電站年度總容量費用規模在2023-2025年間都有持平或上升的趨勢（圖表20）。預計在2025年，傳導至工商業用戶系統運行費用中的抽水蓄能電站容量費用折價約在3-4厘/千瓦時。國網經營區內，東北和華東地區部分省份的抽蓄容量電費折價水平相對較高，預計可能達到約0.8-1分/千瓦時。此外，工商業用戶支付的抽蓄容量電費折價還呈現月際波動，折價與月度工商業用電量水平呈反比關系（圖表21）。圖表20 第三監管周期內各省市抽蓄年度容量電費匯總（單位：億元）來源：國家發展和改革委員會，落基山研究所注：四川、云南、廣西、貴州未公布抽蓄年度容量電費8006004002000

84、40302010005001,0001,5002,0003,0003,5004,0004,5005,5006,0005,000容量電價（元/千瓦）抽水蓄能電站累計裝機容量(萬千瓦)省份遼寧吉林黑龍江內蒙古北京河北山西山東江蘇安徽浙江福建河南湖北湖南江西陜西新疆重慶廣東海南蒙西遼寧吉林黑龍江東北蒙西華北西北華中華東西南南方蒙東北京天津河北山西山東冀北陜西202320242025甘肅寧夏青海新疆河南湖北湖南江西上海江蘇安徽浙江福建重慶海南廣東rmi.org/302024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表21 部分省份月度工商業用電量與抽蓄容量電費關系圖來源：國家電網，中國電

85、力企業聯合會，落基山研究所山東6004002000.750.500.250.750.500.25600400200工商業用電量（億千瓦時）抽水蓄能容量電費折價（分/千瓦時）工商業用電量抽水蓄能容量電費折價23/0623/0623/1123/1123/0723/0723/1223/1223/0823/0824/0124/0123/0923/0924/0224/0223/1023/1024/0324/03江蘇遼寧山西rmi.org/312024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢05煤電容量電價機制出臺，重構發用電雙方電費結構，支撐煤電角色轉型2023年11月8日，國家發展改革委

86、和國家能源局聯合印發 關于建立煤電容量電價機制的通知29，明確從2024年1月1日起，合規在運公用燃煤發電機組執行容量電價機制，形成的煤電容量電費納入系統運行費用，由各省區的工商業用戶按當月用電量進行分攤。煤電容量電價機制確保了煤電資產的部分固定收益，旨在支撐新型電力系統構建中的煤電角色轉型。當前煤電容量電價水平基于成本法，由煤電機組的固定成本和機組所在省級電網的固定成本回收比例共同確定。其中，前者采用標準化取值，全國公用煤電機組固定成本均以每年每千瓦330元為參考；后者結合省級電網可再生能源裝機情況確定：2024-2025年（圖表22），這一比例普遍設定在30%（即每年每千瓦100元），可再

87、生能源比例較高的部分省區為50%（即每年每千瓦165元）；2026年起，這一比例在全國將普遍上浮至不低于50%，部分地區將上調至不低于70%29。各煤電機組獲得的容量電費由當地煤電容量電價和機組申報的最大出力共同決定。發電側容量電價水平，即固定成本回收比例，與所在省網可再生能源產銷情況有關。本次容量電價為每年每千瓦165元7個省網，與可再生能源電力消納責任權重前7位的省區高度重合（除河南外均位列前7位）：四川、云南、青海責任權重達70%，湖南、廣西、重慶均超過40%（圖表23.a）。就河南而言，雖然其消納責任權重不突出，但其煤電角色轉型速度較快，數據顯示，河南火電利用小時數僅高于西藏和東北三省

88、（圖表23.c），較全國均值偏低約20%。rmi.org/322024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表22 各省煤電容量電價和容量電費折價發電側收益用戶側費用分攤用戶側費用分攤省級電網2024-2025年容量電價（元/千瓦 年）2024年1月煤電容量電費折價（元/千瓦時）2024年2月煤電容量電費折價（元/千瓦時）北京1000.0095810.013798天津1000.01230.0172冀北1000.01470.0221河北1000.01950.0271山西1000.0142740.015273山東1000.01900.0225蒙西1000.01390.0137蒙東

89、1000.0116510.012280遼寧1000.0114210.003450吉林1000.021760.032494黑龍江1000.0160000.016000上海1000.01420.0173江蘇1000.01580.0225浙江1000.01400.0255安徽1000.02100.0205福建1000.01610.0212江西1000.016080.01881河南1650.0367750.037298湖北1000.01800.0254湖南1650.037080.04862重慶1650.0286210.034697四川1650.00750.0090陜西1000.01970.0216新疆

90、1000.0151080.017263青海1650.0046760.004634寧夏1000.01240.0137甘肅1000.0122790.013358深圳100-廣東100-云南165-0.006006海南100-貴州100-廣西1650.02300.028021來源：國家發展和改革委員會，各省級電力公司，北極星電力網，落基山研究所rmi.org/332024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表23 各省容量電費折價、容量電費折價占比、可再生能源消納責任權重、火電發電量占比、火電利用小時數分布示意圖來源：國家發展和改革委員會,中國電力企業聯合會,各省級電力公司,北極

91、星電力網,落基山研究所對于電力用戶而言，2024年起，煤電容量費用作為系統運行費用的一部分，以電量電價進行定價和支付。全體工商業用戶按月度用電量，共同分攤所在省網當月的煤電容量費用（圖表22）。從電力用戶費用分攤的絕對水平看，煤電容量電費折價的平均水平約為17分/千瓦時。在披露信息的28個省級電網中，容量電費折價水平較高的包括湖南、河南、重慶、吉林、廣西等，其中湖南和河南在2024年1月的容量電費折價高于平均水平的2倍。容量電費折價較低的省份包括青海、四川、北京、遼寧、蒙東等，其中青海、四川低于平均水平的50%。從容量電費在銷售電價中的相對占比看，在28個有信息披露的省級電網中（以2024年1

92、月為例），大多數省網（16個）位于30%50%的區間內，處于2.0%3.0%和5.0%6.0%兩個區間內的省網各有4個，河南、湖南兩省占比最高，均超過8.0%，青海、四川兩省占比最低，均為約1.6%。青海青海青海青海青海云南云南云南0.23,0003,5004,0005,0004,5000.250.010.0250.0500.0750.020.030.30.50.500.750.40.60.7四川四川四川四川四川河南(a)可再生能源消納責任權重（2023年）(b)火電發電量占比（2022年）(c)火電利用小時數（2022年）(d)容量電費折價（元/千瓦時）（2024年1月）(e)容量電費折價占

93、比（2024年1月）河南河南河南河南湖南湖南湖南湖南湖南重慶重慶重慶重慶重慶廣西廣西廣西廣西廣西rmi.org/342024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢用戶側煤電容量電費分攤水平與發電側容量電價定價水平相關，但作用效果呈現兩極分化現象（圖表23.d、圖表23.e）。發電側容量電價較高的7個省份中，湖南、河南、重慶、廣西在用戶側的容量費用折價水平和占比也顯著高于其他地區，尤其是湖南與河南，兩項指標均占據最高兩位；與之相對的是，青海、四川、云南在用戶側的容量費用折價水平和占比皆處于全國最低。省網發電量的分燃料結構可以解釋這一現象：執行煤電容量電價的33個省網中，火電發電量

94、占全部發電量的比例普遍接近或高于50%，唯青海、四川、云南為例外，占比僅為約10%20%（圖表23.b）。這一低比例同時意味著三地省網火（煤）電裝機容量占比也顯著低，因而即使發電側每千瓦容量電價收益偏高，電力用戶支付的煤電容量電費仍處于全國低位。圖表22還顯示，用戶側支付的煤電容量費用折價呈現月度差異，這主要反映了月度工商業用電量波動。在當前發電側煤電容量費用形成機制下，各月需分攤的費用主要取決于機組最大申報出力的變化，月度總費用的波動預期不明顯。用戶側的煤電容量費用折價，由總費用與工商業用電量共同決定，當全月工商業用電量偏少時（如2月春節期間），容量費用也將面臨比較明顯變化：28個披露1月與

95、2月價格的省網中，有一半省網升幅達到20%，其中10個省網升幅超過30%。當前的煤電容量電價機制對天然氣發電、新型儲能等市場成員的價格設計產生了溢出效應。天然氣方面，此前采用單一電量電價的廣東省在2024年起同步實施氣電容量電價，電價水平與煤電容量電價水平相同，均為每年每千瓦100元30。新型儲能方面，河北省2024年建立了臨時性支持政策，獨立儲能電站可獲得最高每年每千瓦100元的容量電價31。但值得注意的是，煤電和抽水蓄能容量電價，以及此前已經在部分省區執行的氣電容量電價（如上海、江蘇等），其容量電價的計算均以固定成本為基礎，電價水平體現了對標準固定成本（如煤電）或個體固定成本（如抽蓄）的部

96、分或全部回收。而此次廣東氣電容量電價和河北獨立儲能臨時容量電價，與煤電容量電價水平之間有明顯的相關性，這表現了容量電價定價的一個新思路：在提供系統充裕度方面具有相似價值的發電或儲能技術，其價格結構與收益模式也趨于一致。未來價格趨勢方面，短期（1-2年）內，發電側主體的煤電容量電價將維持在當前水平；中期（3-5年）尺度下，按照政策通知，各省煤電容量收益水平預計普遍提高，相較2024年的提升幅度為每年每千瓦65元。用戶側費用分攤方面，由于工商業電量增幅預計不及容量電價調整幅度，預計中期尺度下煤電容量電費折價將有所提高，表現出“電能量費用占比下降，系統運行費用占比提升”的整體趨勢。遠期來看，由于容量

97、電價的設計初衷是為了滿足電力系統充裕度，因此容量電價機制有可能覆蓋更多類型的發電和儲能技術。同時，與輔助服務中“各類經營主體公平參與輔助服務市場”類似，整合各類電力供給側容量電價機制、實現市場化發展將是遠期趨勢。rmi.org/352024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢06輔助服務市場價格機制得到規范，新能源和儲能主體或需調整市場策略在構建新型電力系統的大背景下，如何解決電力電子設備比重大幅增加帶來的電網同步轉動慣量降低、頻率穩定性降低、新能源出力波動幅度提高等問題，變得更為迫在眉睫。2021年底，國家能源局發布了新版“兩個細則”32,33，旨在適應新能源大規模發展和電

98、力市場化改革加快的現實需要，推動增加電網急需的輔助服務品種，擴大輔助服務參與主體范圍，建立更加公平的分攤或者市場化機制。2024年2月8日，國家發展改革委、國家能源局進一步發布了 關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知34（下稱 通知），首次在國家層面對輔助服務市場進行統一規范，加強了輔助服務市場與其他電力市場板塊的銜接，明確了三種輔助服務（調峰、調頻、備用）的交易和價格機制，對處于電力市場改革不同階段地區的價格疏導方式進行了明晰。通知 明確了調峰輔助服務與現貨市場的銜接。自從2018年國家發改委和國家能源局發布 關于提升電力系統調節能力的指導意見35以來，調峰服務逐漸成為我國輔助服務品種

99、中最成熟、最被廣泛采用的交易品種，大部分擁有輔助服務市場的省份實際上也只有調峰服務這一交易品種。其核心是在現貨市場未到位的時候，發揮衡量電力在不同時段上的價格差異的功能。本次 通知 中提出，在電力現貨市場連續運行的地區，不再運行調峰及類似功能的市場，并通過放寬現貨市場限價來引導實現調峰功能；在電力現貨市場未連續運行的地區，在無現貨市場運行的時段，提供服務的機組（原則上不包括風電和光伏，鼓勵水電機組參與）自主申報分時段出力和價格，并通過市場競爭來確定出清價格和調峰出力。調峰、調頻、備用三種輔助服務的價格計算方式和價格上限得以明確：調峰服務：近年來，全國多個省份越來越頻繁地出現了需要以火電為主的可

100、調節電源大幅降低出力進行深調、為可再生發電“讓路”的現象，并需要可再生向可調節電源支付一定的調峰輔助服務費用。隨著近年來可再生滲透率的不斷提高，多個省份也持續提高調峰輔助服務的補償標準和新能源的分攤比例。根據國家能源局披露的數據，2022年全年，火電從輔助服務市場收益為320億元36，這一數字在2023年上半年達到了254億37，其中主要來源皆為調峰服務市場中由可再生電源支付的分攤費用。目前，我國各個省份調峰服務的價格上限在每千瓦時0.1-3.5元的區間，在部分省份出現了以遠遠高于新能源收益水平的代價來消納新能源。本次 通知 規定，調峰服務的理論價格上限為當地平價新能源項目的上網電價，可以有效

101、杜絕上述倒掛情況的發生。調頻服務：在 通知 頒布之前，全國各地現行的輔助服務市場機制存在未保持技術中立、補償費用差異明顯等問題。例如，綜合調頻性能指標（K值）是用于衡量發電單元響應AGC指令綜合性能表現的指標，反映了機組的調節速率、響應時間和調節精度，但各地在K值計算辦法上未能統一，導致同一技術在不同地區能獲得差異明顯的調頻價格。部分地區甚至“照顧”設計調節性能較差的機組，針對其改造之后調節性能改善程度大小來確定K值大小，而非直接針對機組的調節性能表現。通知 明確了調頻費用將是出清價格、調頻里程和K值的乘積，選取每年核定性能最優的機組為基準，折算得出分項參數，且原則上調頻里程出清價格上限不超過

102、每千瓦0015元，這與目前大部分省份執行的價格上限相差不大。備用服務：相比起調峰和調頻服務，備用服務市場化在我國起步較晚，已經實施相關操作的省份也較少。本次 通知 中的規則更多是發揮了提前統一規范市場價格機制的作用，明確了備用費用是出清價格、中標容量、中標時間三者的乘積，且價格上限原則上不超過當地電能量市場價格上限，而湖南、浙江、東北地區等地的現行價格上限在每千瓦時0.04-0.2元的區間38,39,40，低于當地電能量市場價格。rmi.org/362024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢通知還規范了輔助服務費用的有序傳導分擔：在電力市場未連續運行地區，輔助服務費用繼續主

103、要在發電側內部分攤；在現貨市場已經連續運行地區，則由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，分擔比例由各省價格部門決定。同時，通知 還明確了需要通過市場競爭確定出清價格、中標機組和中標容量，不得采用事后調整結算公式等方式。展望未來，通知 標志著輔助服務將從以“兩個細則”為基礎的補償機制，逐步過渡到以市場化定價為主的交易機制，總體費用規模將縮減，市場主體對輔助服務費用的承擔也將更加公平合理。我們預計短期內對兩類市場主體的影響最大：部分省份參與電能量市場交易的上網新能源電量分攤費用有望下降：此次通知中明確規定調峰服務的理論價格上限為當地平價新能源項目的上網電價，將避免上述這種價格倒掛情

104、況的發生，降低參與電能量市場交易的上網新能源電量的分攤成本。但與此同時，新能源也將面臨電能量市場交易價格存在較高不確定性的風險（見下一條關于新能源參與電力市場部分）。儲能在輔助服務市場中收益受限，應更積極參與現貨市場：對于已經開展連續運行現貨市場地區而言，若現貨市場的限價確實能進一步放開以引導激勵調峰行為，儲能資產有望利用更大峰谷差來獲取更高利潤。對于無現貨市場運行的地區或時段，調峰服務的限價有可能降低儲能的相關收益。在調頻服務市場中，價格上限同樣會限制儲能資產在調頻服務市場中的收益，除此以外，根據國際經驗，調頻服務的供給增速一般高于調頻服務的需求增速，因此調頻服務市場更易飽和從而導致價格下行

105、。rmi.org/372024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢07新能源市場化交易規模增加，“報量報價”電量繼續走低，新能源項目收益在現有市場規則設計下有保障，但長期面臨市場化程度更高的價格沖擊在“2030 年新能源全面參與市場交易”41的總體目標下，新能源市場化交易不斷擴容。國家能源局數據顯示，2023 年新能源市場化交易電量 6845 億千瓦時42，占新能源總發電量的比例為 47.3%；2022 年新能源市場化交易電量 3465 億千瓦時43，占新能源總發電量的 38.4%。新能源項目iv參與市場化交易可以通過省內中長期交易、省內現貨交易和省間電力交易等方式進行，綠電

106、交易在中長期交易的范疇下增加了環境價值的約定和劃轉。省內中長期交易（包括綠電交易）是新能源參與市場化交易的主要方式，部分省網（例如蒙西、甘肅、冀北等）在中長期交易安排中優先開展新能源交易。新能源參與省內現貨交易與各省現貨市場的建設進度有關，目前主要在山西、廣東、山東、蒙西、甘肅等地區開展。新能源項目省內交易剩余發電能力可以參加省間電力市場，這部分目前主要以特高壓輸電通道為基礎的“網對網”中長期交易為主。部分地區對新能源項目參與省內中長期交易和省間電力交易的交易電量提出了限制：中長期交易電量：新能源項目除了與煤電項目一樣需要遵循對中長期合同簽約電量最低比例的要求外，部分省份考慮到新能源項目出力的

107、不確定性，還對于新能源項目年度交易和月度交易簽約電量提出了上限。例如，江蘇省2023年和2024年都要求集中式光伏發電和風電綠電年度交易電量不超過900小時和1800小時44,45（約占總發電量的75%）。省間交易電量：部分地區，尤其是新能源電力外送大省，考慮本地可再生能源消納責任權重要求，對省間新能源交易電量有一定限制。例如，蒙西地區要求2024年省間“累計新能源交易比例不得高于2024年蒙西地區可再生能源消納責任權重要求”。此外，由于省間交易目前主要以“網對網”的形式展開，為平衡各新能源項目之間的收益，蒙西地區還要求單個新能源項目的省間交易電量占省間整體新能源交易電量的比例不超過該項目省內

108、交易電量占省內整體新能源交易電量的比例。全額保障性收購制度的修訂明確了新能源項目從計劃機制到全面入市的過渡機制，避免不計代價地促進綠電消納。國家發展改革委于 2024 年 3 月公布 全額保障性收購可再生能源電量監管辦法46（以下簡稱 辦法），對2007 年出臺的版本進行了修訂完善。辦法 明確了全額保障性收購范圍，在 2007 年版本的基礎上進一步刨除了因新能源發電企業原因或者市場報價等因素影響的電量，適應目前新能源比例越來越高的電力結構，符合電力市場運行機制，避免不計代價消納綠電帶來的市場扭曲。同時，辦法 明確將新能源項目上網電量分為保障性收購電量（“保量保價”優先發電電量）和市場交易電量，

109、并由電力市場相關成員共同承擔收購責任。2024 年電力交易方案中公布的新能源項目的優先發電電量和對應利用小時數較 2023 年進一步降低，新能源項目中更大比例電量將由市場化交易形成價格。這一趨勢符合我國推進新能源全面參與市場交易的目標要求，但也為新能源項目的電價收益帶來更多的不確定性，增加了新能源運營商的風險。以新能源裝機容量和發電量占比較大的蒙西、新疆和寧夏電網為例，2024 年優先發電計劃電量或對應利用小時數保持了 2023 年的下降趨勢，新能源項目“保量保價”部分電量進一步縮減，更高比例的電量被要求參與電力市場（圖表 24）。iv 本章的新能源項目指集中式新能源項目，分布式項目將在分布式

110、發電章節討論。rmi.org/382024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表24 蒙西、新疆和寧夏電網風電和光伏優先發電量利用小時電網2024 年2023 年2022 年蒙西初步安排常規風電“保量保價”優先發電電量 53 億千瓦時（折算利用小時數 300 小時）、特許權項目 28 億千瓦時（折算利用小時數2000 小時），由電網企業按照蒙西地區燃煤基準價收購；低價項目 2000 小時以內電量按照競價價格執行。初步安排常規光伏“保量保價”優先發電計劃電量 16 億千瓦時（折算利用小時數 250 小時），領跑者項目 26 億千瓦時（折算利用小時數 1500 小時），由電網企

111、業按照蒙西地區燃煤基準價收購；低價項目 1500 小時以內電量按照競價價格執行。初步安排常規風電“保量保價”優先發電計劃小時數 550 小時、特許權項目 2000 小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；低價項目2000 小時以內電量按照競價價格結算。初步安排常規光伏“保量保價”優先發電計劃小時數 450 小時，領跑者項目 1500 小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；低價項目1500 小時以內電量按照競價價格結算。初步安排常規風電“保量保價”優先發電計劃小時數 1100 小時、特許權項目 2000 小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的風電項目，2000小時以內電量按照競

112、價價格結算。初步安排常規光伏“保量保價”優先發電計劃小時數 900 小時，領跑者項目 1500 小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的光伏發電項目，1500 小時以內電量按照競價價格結算。新疆風電機組安排優先發電計劃 148.82 億千瓦時。其中：國家示范類風電、試驗風電項目實行全額保障收購，計劃電量6.42億千瓦時；非平價風電項目保量保價優先發電利用小時數 1330 小時，計劃電量 142.4 億千瓦時。太陽能發電機組安排優先發電計劃 72.57 億千瓦時。其中：扶貧光伏、分布式光伏、國家示范光熱項目實行全額保障收購，計劃電量 4.31 億千瓦時；特許權光伏執行特

113、許權協議確定的年利用小時數，計劃電量 0.93億千瓦時；非平價光伏項目優先小時數 800小時（其中，列入第一批發電側光伏儲能聯合運行試點的項目再增加 100 小時），計劃電量 67.33 億千瓦時。風電機組安排優先發電計劃 178.21 億千瓦時。其中：國家示范類風電、試驗風電項目實行全額保障收購，計劃電量6.43億千瓦時；非平價風電項目保量保價優先發電利用小時數 1600 小時，計劃電量 171.78 億千瓦時。太陽能發電機組安排優先發電計劃 109.08億千瓦時。其中：扶貧光伏、分布式光伏、國家示范光熱項目實行全額保障收購，計劃電量 4.92 億千瓦時；特許權光伏執行特許權協議確定的年利用

114、小時數，計劃電量0.93 億千瓦時；非平價光伏項目優先小時數1220 小時（其中，列入第一批發電側光伏儲能聯合運行試點的項目再增加 100 小時），計劃電量 103.23 億千瓦時。風電機組安排優先發電計劃 79.34 億千瓦時。其中：國家示范類風電 5.95 億千瓦時，保量保價優先發電利用小時數 2400 小時；保障性風電 26.62 億千瓦時，一類、三類資源區內優先小時數分別為 1900、1800 小時；非保障性風電 46.77 億千瓦時，優先小時數440 小時。太陽能發電機組安排優先發電計劃 56.71 億千瓦時。其中：扶貧光伏、光熱2.26億千瓦時，實行全額保障收購；保障性光伏 29.

115、63 億千瓦時，一類、二類資源區內優先小時數分別為 1500、1350 小時；非保障性光伏 24.82億千瓦時，優先小時數 280 小時，列入第一批發電側光伏儲能聯合運行試點的項目再增加 100 小時。寧夏風電、光伏優先發電計劃 55.35 億千瓦時風電、光伏優先發電計劃 58.75 億千瓦時（占風電和光伏發電當年總發電量的 10%）風電、光伏優先發電計劃 75 億千瓦時（占風電和光伏發電當年總發電量的 15%）來源：內蒙古自治區能源局,新疆維吾爾自治區發展和改革委員會,寧夏回族自治區發展和改革委員會,落基山研究所整理盡管推動更高比例的新能源參與電力市場是全國統一趨勢，但在市場化轉型過程中，部

116、分地區還是對優先發電小時數以外的部分電量通過政府授權合約機制或價格補貼機制，保障新能源項目的合理收益。廣西和河南在 2024年電力市場交易方案中都提出了針對超過利用小時部分的市場化電量的政府授權合約機制，并按照固定的政府授權合約價格進行結算。其中，廣西的政府授權價格為 0.38 元/千瓦時，低于優先發電小時數以內部分執行的燃煤基準價 0.4207 元/千瓦時47；河南則要求新能源項目中優先發電電量以外的部分上網電價執行燃煤基準價。云南為了激勵新能源項目建設投產，在 2023 年先后完善了光伏發電和風電上網電價政策，將新能源項目固定比例的上網電量“在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電

117、基準價”，但 2024 年并網項目的補償電量比例較 2023年下降（圖表 25）。rmi.org/392024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表25 云南省全容量并網新能源項目執行燃煤發電基準價的電量比例全容量并網時間2021/1/1-2023/7/312023/8/1-2023/12/312024/1/1-2024/6/302024/7/1-2024/12/31光伏發電100%80%65%55%風電60%50%45%來源：云南省發展和改革委員會,落基山研究所整理新能源項目市場交易中需要遵從分時電價相關政策，但部分省份針對新能源項目制定了單獨的價格峰谷浮動比例，減少分時

118、電價對新能源項目收益的影響。青海和寧夏在 2024 年電力市場交易方案中針對新能源項目和煤電項目峰谷浮動比例不同，即在谷段交易價格要求的下浮比例都低于對煤電或其他電源的要求。由于上述兩省份均將午間前后設置成了谷時段（青海谷時段為 11:00-16:00，寧夏谷時段為 9:00-17:00），上述規定減少了新能源項目在谷時段的電價下浮比例，尤其是避免光伏發電項目在白天出力最大時段獲取的電價過低，影響項目收益。圖表26 2024年青海和寧夏發電項目價格峰谷浮動比例青海光伏（儲能電站充電、綠電制氫等能源轉換對應電量除外）：峰-上浮63%谷-下浮20%其他電源：峰-上浮63%谷-下浮65%寧夏新能源：

119、峰-上浮30%谷-下浮30%煤電：峰-上浮50%谷-下浮50%來源：青海省能源局,寧夏回族自治區發展和改革委員會,落基山研究所整理隨著各地電力現貨市場的建設與發展，新能源參與現貨市場的相關規則也在不斷完善。以已經正式運行和連續結算試運行的五個省級電網為例，除山西以外，其他地區新能源都采用“報量報價”的方式參與現貨市場。從參與范圍來看，蒙西和甘肅地區的新能源項目參與現貨市場比例全國領先，除特許經營、扶貧和分布式新能源外都全電量參與現貨市場；而在山西現行的交易規則和山東 2024 年 1 月發布的 山東電力市場規則（試行）（征求意見稿）中都未強制要求新能源項目參與市場，而是提出了新能源項目自愿參與

120、市場的選擇，并且山東參與市場的新能源項目僅以一定的比例“報量報價”參與出清。山西和山東新能源項目參與現貨市場出清的比例較蒙西和甘肅低，新能源項目整體受到現貨市場價格的影響相對較小。但對于參與現貨市場的新能源項目，無中長期持倉要求，結算受現貨加權均價影響較大。蒙西和甘肅新能源項目整體入市比例較高，但對于參與現貨市場的新能源項目有高比例中長期持倉要求，并且設置了風險防范補償回收機制，減少了現貨市場價格波動對新能源項目收益的影響。廣東于 2022 年 12 月提出了 廣東新能源試點參與電力現貨市場交易方案，試點“省內 220kV 及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部參與現貨交易”，并于20

121、24年電力交易方案中提出自2024年1月起正式全部參與。同時，在 2023 年 11 月發布的 廣東省可再生能源交易規則（試行）中提出新能源項目可同時參與現貨市場和綠電交易。具體來講，參與現貨的可再生發電主體電能量價格通過市場交易形成，包括與購電方自行協商或按照原有價格體系執行；而未參與現貨的可再生發電主體電能量價格按照不含補貼的核定上網電價執行。這一規則使參與現貨的新能源發電主體在綠電交易過程中具備更多價格調整的靈活空間，鼓勵新能源發電主體參與現貨交易，并在新能源項目參與現貨市場和中長期綠電市場的銜接上進行了探討實踐。rmi.org/402024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的

122、十大趨勢圖表27 各地新能源參與電力現貨市場對比參與方式參與電量交易模式山西“報量不報價”（具備條件時，允許按年度自主選擇是否“報量報價”）平價、扶貧等未入市的新能源場站，可自愿選擇參與市場。選擇入市后，不得退市，并需同步參與中長期市場、現貨市場、市場運營費用的分攤與返還?！爸虚L期合約僅作為結算依據管理市場風險、現貨交易采用全電量集中競價”山東V“報量報價”新能源場站（含配建儲能）按自愿原則選擇全電量參與電能量市場。新能源場站（含配建儲能）以預測出力的一定比例（征求意見稿中未明確）報量報價參與現貨市場出清，其實際上網電量曲線的優先發電量比例按照政府批復價格結算。全電量競價模式廣東“報量報價”2

123、20KV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現貨市場交易，適時參與中長期市場交易（含綠電交易）。按照“基數電量+現貨偏差結算”的機制全電量參與市場（基數合約電量目前未上網電量的90%，按照不含補貼的批復上網電價執行）蒙西“報量報價”除扶貧及分布式新能源外，其余新能源發電機組全電量參與現貨市場。設置新能源風險防范補償回收機制甘肅“報量報價”特許經營和扶貧新能源作為市場邊界，依據其預測發電能力優先出清，且不參與現貨市場結算。設置風險防范補償回收機制來源：各省電力交易中心,落基山研究所整理長期來看，新能源參與電力市場的比例會進一步提高。預計優先發電電量和“保量保價”小

124、時數會保持下降趨勢，更多地區會開展新能源參與電力現貨市場的規則研究和試點工作，新能源參與省間電力市場化交易的電量會進一步提高。隨著分時電價機制的完善和現貨市場的發展，預計新能源項目將更大程度地受到細分時段的影響，增加了新能源項目的收益風險。在此情況下，如何在推動新能源入市的同時避免市場價格過大波動影響新能源項目投資建設依然是各地重點考慮的問題，預計短期內部分地區在相關價格機制上依然會利用中長期市場合約作為風險防范的主要方式，一定程度上保證新能源項目的收益。v 山東參與方式和參與電量為 山東電力市場規則（試行）（征求意見稿）中公布內容rmi.org/412024電力市場化改革與電價體系洞察：面向

125、市場參與者的十大趨勢08分布式光伏超預期發展，投資主體需密切關注電網接入與上網價格政策變化 分布式光伏靠近用戶場景，利用“自發自用”模式能獲得更高的發電收益；同時，分布式光伏具備項目實施便利、備案流程簡單等優勢，近年來實現了快速發展。2023 年分布式光伏新增裝機達到 9628.6 萬千瓦，占當年光伏新增裝機的 44.5%；累計裝機超過 2.5 億千瓦，占光伏累計裝機的 41.8%48。全國范圍內，河南、江蘇、山東三省 2023年分布式光伏新增裝機超千萬千瓦，另有五個省區新增裝機超 500 萬千瓦（見圖表 28）。但同時，由于分布式光伏日益帶來嚴重的電網消納問題，各地陸續開始采取措施規范分布式

126、光伏的發展。市場投資主體需密切關注各地分布式光伏政策變動，謹慎評估分布式光伏的投資風險。圖表28 2023年光伏發電建設情況省份2023年底累計(萬千瓦)2023新增(萬千瓦)集中式分布式總計集中式同比增幅分布式同比增幅總計河南637.43093.693731.098.61.37%1389.4981.53%1398.09江蘇1155.82772.243928.04202.521.24%1217.0478.26%1419.54山東1593.754098.765692.51344.0527.53%1078.5635.71%1422.61安徽1285.921937.143223.06222.1220

127、.88%846.8477.67%1069.06浙江667.052689.583356.6353.658.75%764.0839.68%817.63河北3023.852392.595416.441029.7551.64%531.3928.55%1561.14江西981.071012.071993.14285.9741.14%505.3799.74%791.24湖南399.23 852.53 1251.76 113.13 39.54%502.73 143.72%615.86福建44.16 830.37 874.53 4.96 12.65%404.57 95.01%409.63湖北1749.2 73

128、8.09 2487.29 773.6 79.29%397.99 117.02%1171.59山西1824.08 666.37 2490.45 567.08 45.11%227.67 51.90%794.75遼寧521.48 436.18 957.66 140.18 36.76%216.88 98.90%357.06陜西1825.7466.36 2292.06 632 52.94%143.86 44.61%775.86天津299.17 190.37 489.54 177.47 145.83%91.47 92.49%268.94上海39.79 249.64 289.4315.79 65.79%78

129、.74 46.07%94.63黑龍江396.1168.8564.929.27.96%60.455.72%89.6重慶87.8571.8159.6533.6562.08%56.7375.50%90.35寧夏2011.54125.032136.57519.9434.86%32.8335.61%552.87吉林340.13119.65459.7845.5315.45%27.6530.05%73.18甘肅2414.8103.982518.781103.984.21%18.4821.61%1122.38四川522.8250.75573.57349.82202.21%17.5552.86%367.37北京

130、5.1103.31108.4100.00%13.1114.53%13.11青海2520.9819.232540.21715.4839.63%3.5322.48%719.11西藏251.515.09256.675.6142.98%2.89131.36%78.5新疆2877.5917.982895.571437.2999.79%-8.92-33.16%1428.37來源：國家能源局,落基山研究所rmi.org/422024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢分布式光伏快速擴容深刻改變凈負荷曲線：由于光伏發電特有的間歇性特征，同時分布式光伏“自發自用”模式抵消的是凈負荷，可能導致分

131、布式光伏大發的早上和中午時段，凈負荷的快速下降；隨著山東、河北、河南等地分布式光伏的急劇發展，類似加州的“鴨形曲線”正在向“峽谷曲線”蛻變，電力系統需承受更大的靈活性壓力。同時，大量分布式光伏集中接入電網，會對電網帶來一定的安全隱患。如果分布式光伏“全額上網”比例過高，配網側的電力潮流走向或將發生改變：在滲透率較高地區，部分時段戶用光伏所發電量需從 380 伏逐級升壓，甚至向110 千伏以上高電壓等級電網反送電，這將直接對高電壓等級電網的穩定性帶來考驗。針對分布式光伏帶來的問題，各地正逐步出臺政策規范分布式光伏發展，一是在分布式光伏接入難的區域，限制分布式光伏的快速擴張；二是調整用戶側峰谷電價

132、區間，用價格手段優化分布式光伏發展。分布式光伏發展受接入容量限制2023 年 6 月，國家要求在山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建等 6 個省份開展分布式光伏接入電網承載力評估試點工作。根據評估結果，除浙江外，其他五省都存在一定程度的接網困難。在存在接網困難的五省中，河南、山東和黑龍江三省均發布了要求，對接入困難的地區將暫?；蛳拗菩略龇植际焦夥慕尤?。除此之外，越來越多的地區、縣發布關于分布式光伏可接入容量為 0 的報告。除上述 6 省外，截止目前還有遼寧、廣西、河北、湖北等省份陸續發布了分布式光伏接網承載力情況評估情況。據統計，全國已有超過 200 個縣（市、區）分布式光伏已無新增接入空間

133、。電網接入容量不足、各地限制分布式光伏備案等情況之下，分布式光伏發展面臨較大的不確定性，現階段一些光伏投資主體開始由原來的積極轉為觀望。為了提升光伏消納能力，各地紛紛鼓勵光伏配置儲能，配置比例和時長也逐步提升，要求分布式光伏配置儲能雖然為國內儲能市場打開了增量空間，但也增加了光伏的投資壓力。峰谷電價調整向不利于分布式光伏方向發展隨著分布式光伏的增長，“鴨形曲線”效應更加明顯，以前的峰谷電價曲線劃分不能真實反映電價情況，山東、湖北等光伏大省開始調整峰谷電價時段，通過價格引導分布式光伏發展。山東根據現貨市場價格情況，逐步修正峰谷價格對應時段，根據最新發布的新版代理購電價格表中，光伏發電功率較大的

134、10：00-16：00 時段，基本上已調整為低谷甚至是深谷時段，根據規則，谷段的代理購電價格部分按30%計算，深谷更是僅按 10%計算，分布式光伏的價值大幅降低。隨著省級現貨市場的推進，各省調整峰谷時段或者直接推進零售側參照現貨市場價格結算將穩步推進，分布式光伏的價值快速下降風險需要投資主體格外關注。2023 年 11 月 17 日，湖北省就工商業分時電價機制有關意見首次征求意見，將湖北省 2024 年的工商業電價將重新劃分峰谷時段，其中：將 10:00-15:00 共 5 個小時劃分為谷段電價，對工商業分布式光伏行業引起了較大的影響。2024 年 1 月 3 日，湖北省能源局在再次就關于做好

135、工商業分時電價機制有關工作的通知征求意見，將中午的低谷時段減少為兩小時，12:00-14:00，盡管光伏發電時段對應的低谷時長降低了，但整體上分布式光伏收益有所降低。長期趨勢來看，峰谷電價的調整將不利于分布式光伏。同時，河南、河北、山東等光伏大省出臺政策要求分布式光伏參與調峰。早在2022年5月，國家能源局河南監管辦，要求省內 10（6）千伏及以上電壓等級并網的分散式風電、分布式光伏（不含扶貧項目）納入市場主體范圍，參與河南電力調峰輔助服務市場管理，按現行交易規則中新能源電廠調峰費用分攤辦法進行輔助服務費用分攤。而河北、山東為應對春節期間調峰能力不足等問題，要求分布式光伏參與調峰服務。預計未來

136、隨著分布式光伏進一步發展，非現貨市場省區對于分布式光伏分攤調峰輔助服務費用或參與調峰服務的要求將更加嚴格。rmi.org/432024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢根據上述分析，為了解決配電網承載力限制以及電網消納問題，我們判斷市場化將成為破局分布式光伏發展的必然手段。2023 年 6 月湖南已發布 關于進一步規范全省分布式光伏開發建設的通知，2023 年底前實現具備條件的直接接入 10 千伏及以上電壓等級公共電網的分布式光伏全部進入市場，“十四五”末實現全電壓等級所有分布式光伏全部進入市場。目前，絕大部分分布式光伏項目雖然并沒有直接參與電力市場，但其實際結算價格已經受

137、到電力市場的影響。對于自用部分電量，目前常見定價方式之一是在用戶所對應的電網代理購電價格基礎上打折。因此，在工商業用戶進入電力市場后、特別是在現貨市場運行區域，現貨曲線價格影響電網代理購電價格、進而影響自用部分電量的實際結算價格。對于上網部分電量，目前通常以當地煤電基準價結算。但展望未來，隨著近年來分布式光伏項目（含戶用和工商業）加速發展、分布式上網電量體量猛增，這部分電量預計將根據現貨市場價格曲線進行分時結算，或直接進入電力市場。rmi.org/442024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢09獨立儲能探索電力市場參與模式，電能量市場收益將愈發重要發展新型儲能是構建新型電

138、力系統進程中提升電力系統調節能力的關鍵途徑，近年來新型儲能越來越走向獨立儲能的發展模式。為解決獨立儲能的商業模式問題，很多省份在電力市場設計中，探索獨立儲能參與本地電力市場的規則與模式。內蒙古、山西、山東、新疆等省區結合本地實際情況，在獨立儲能電站參與電力市場方面展開了多樣化的探索。內蒙古：電能量市場交易收益+容量收益的收益模式為推進新型儲能的發展，2023年內蒙古發布了 自治區獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）（以下簡稱 實施細則），對電網側和電源側獨立儲能的電力市場參與方式進行了明確，市場主體收益主要包括電能量市場交易收益和容量收益。電網側和電源側獨立儲能電站作為獨立市場主體，以雙重身份

139、按市場規則參與電力市場和輔助服務市場交易，自主申報充放電計劃，放電時作為發電企業參與交易，充電時視同電力用戶參與交易。內蒙古電網分為兩部分，其電力市場建設進程不一致，蒙西地區已建立了現貨市場，獨立儲能電站可通過參與電力現貨市場和電力輔助服務市場獲得收益。蒙東地區還沒有建立現貨市場，獨立儲能電站在電力現貨市場和電力輔助服務市場運行之前，參與電力市場交易，執行峰谷、尖峰等分時電價政策，并按照東北區域電力輔助服務管理相關要求，參與有償調峰、調頻、轉動慣量調用獲取收益。實施細則 中明確了獨立儲能的容量收益方式：其中納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限暫按035元

140、/千瓦時，補償期暫按10年考慮，如有容量市場或容量電價相關政策出臺，按新政策執行。電源側獨立儲能電站通過租賃、出售容量給新能源企業，獲得容量租賃費用；儲能容量租賃價格可參考電網側獨立儲能示范項目的容量補償標準。山西：新型儲能參與電力現貨市場與調頻市場交易山西不斷迭代電力現貨市場交易實施細則（目前已出臺V14版本），根據實施細則：獨立儲能電站可以通過報量報價或報量不報價方式參與現貨市場；初期暫時僅參與日前現貨市場，具備條件時參與實時現貨市場；因現貨市場與調峰輔助服務融合，故不再參與電力調峰輔助服務市場。由于新能源比例快速增長，山西建立了國內首個有償的一次調頻市場，根據市場細則，市場主體基本義務以

141、外的一次調頻能力方可參與一次調頻市場交易獲得補償。一次調頻市場需求為日新能源場站預測最大出力的10%。市場主體以報量報價方式參與，報價范圍5-10元/MW49。根據電站響應時間、響應速率和響應精度等綜合性能指標進行價格排序。調頻收益按照調節里程進行計算。儲能參與一次調頻充放電損耗由儲能電站承擔，按照當月實時現貨均價支付。山西并未要求新能源強制配儲能，所以在新型儲能容量租賃方面并未出臺明確政策，但在山西省 2023年全省電力市場交易工作方案 中提出研究出臺新型儲能共享容量租賃交易機制，存在對新型儲能進行容量租賃或容量補償的趨勢。rmi.org/452024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參

142、與者的十大趨勢廣東：獨立儲能參與電力中長期、現貨市場和輔助服務市場交易廣東省為促進新型儲能發展，出臺了包括促進其進入電力市場交易、新能源配建儲能等多種措施。2023年，廣東省發展改革委和能源局發布文件推進新能源發電配建新型儲能。按照分類實施的原則，2022年以后新增規劃的海上風電項目以及2023年7月1日以后新增并網的集中式光伏電站和陸上集中式風電項目，按照不低于發電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能50。在推進新型儲能參與電力市場方面，2023年，廣東省能源局印發廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案的通知，對獨立儲能、電源側儲能、用戶側儲能均提出了不同的電力市場參與方式。跟內蒙古、陜

143、西相似，獨立儲能電站作為獨立主體參與電力中長期、現貨市場和輔助服務市場交易。參與電能量交易時，在充電時購買電量，在放電時段出售電量。獨立儲能參與現貨市場交易，獨立進行現貨電量交易申報，現貨市場充放電價格均采用所在節點的分時電價。獨立儲能按照南方區域輔助服務交易規則相關規定，報量報價參與區域調頻、跨省備用等輔助服務市場交易。電源側儲能電站聯合發電企業作為整體參與電能量市場和輔助服務市場，其交易模式與電網側獨立儲能類似。用戶側儲能電站聯合電力用戶作為整體參與電能量市場和需求響應市場，參與批發(中長期、現貨)或零售電能量交易，根據峰谷價差削峰填谷降低購電成本。用戶側儲能聯合電力用戶，參與日前邀約需求

144、響應等交易品種，按照市場競價出清價格和有效響應容量獲得需求響應收益。新疆：電能量市場+容量補償+調峰輔助服務的收益模式2023年5月，新疆發展改革委印發關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知，對新型儲能建立了參與電能量市場、容量補償（或容量租賃）和調峰輔助服務的收益模式。新疆獨立儲能以獨立身份全部或者部分容量參與電力市場中長期交易或現貨交易以及輔助服務市場，但當前新疆現貨市場尚未建立。新能源配建儲能可以自行選擇與配建主體一體參與市場化交易，也可以或通過技術改造轉為獨立儲能后單獨參與。獨立儲能放電上網時，作為發電市場主體執行分時交易上網電價；充用電時，視同電力用戶執行峰谷分時電價政策

145、，參與中長期交易與發電企業簽訂分時段市場合約。電力現貨市場運行后，獨立儲能電站用電電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算。新疆對建成并網的獨立儲能電站實施容量補償，但補償規模較內蒙古小而且逐年快速遞減。2025年底前，補償標準按放電量計算，2023年暫定0.2元/千瓦時，2024年起逐年遞減 20%（即2024年補償標準0.16元/千瓦時、2025年補償標準0.128元/千瓦時），補償所需資金暫由全體工商業用戶共同分攤。對于容量租賃，支持獨立儲能項目通過出售、租賃調峰容量等共享服務回收建設成本，但對應容量不再享受容量電價補償；發展改革委按年度發布容量租賃參考價格（2023年參考價暫定300元/

146、千瓦年）。新能源企業和共享儲能項目企業根據當年租賃參考價簽訂 10 年以上長期租賃協議或合同。在調峰輔助服務方面，在全網棄風棄光時段根據調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為055元/千瓦時，其放電量按照025元/千瓦時結算，不再享受容量電價補償，電網企業在同等條件下確保優先調用儲能設施。rmi.org/462024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢電能量市場將是獨立儲能收益的最重要來源，輔助服務和容量收益預期有不確定性綜合以上省、自治區獨立儲能市場交易模式，獨立儲能主要通過參與電能量市場（中長期和現貨市場）、向新能源出租容量或獲得容量補償、參與電

147、力輔助服務市場等方式實現收益。未來預計呈現以下趨勢：一是電能量市場收益更加重要。隨著現貨市場的快速推廣，以及對現貨市場限價的放開，儲能參與現貨市場獲得價差收益的確定性增大，現貨市場收益也將成為獨立儲能最重要的收益來源。二是輔助服務的占比降低。2024年2月8日，國家發改委、國家能源局印發 關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知34，明確合理設置有償輔助服務品種，規范輔助服務計價等市場規則。主要提出：對于調峰輔助服務，要求電力現貨市場連續運行的地區，調峰及頂峰、調峰容量等具有類似功能的市場不再運行，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。對于調頻輔助服務，原則上性能系數最大

148、不超過2，調頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。獨立儲能參與電力市場時，調峰輔助服務市場和調頻市場中的收益占比將逐步降低。三是容量收益機制可能逐步出臺。盡管當前各省通過出臺容量補償或新能源租賃容量的方式來體現獨立儲能的價值，但并沒有形成針對新型儲能的容量電價機制。11月8日，國家發改委、能源局發布 關于建立煤電容量電價機制的通知29，也未提及新型儲能容量電價如何建立。主要原因在于當前以鋰電池為主導的新型儲能，并沒有滿足電力系統關于本質安全的要求；在儲能電站建設與運營方面，也沒有形成統一設計和建設標準，主流的2小時系統的配置方式不足以支撐電力系統容量需求，鋰電池儲能容量衰減、使用壽命短、

149、運行可靠性較差等問題也帶來行業的質疑。但 關于建立煤電容量電價機制的通知 總體思路中也明確提出：逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制，由于新型儲能在調節性能和零碳屬性方面優于煤電，我們判斷在新型儲能電站滿足本質安全、具備穩定的長時儲能特性后，容量電價機制將不會缺席，但這過程需要一定的技術革新周期。rmi.org/472024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢10綠電與綠證市場持續擴容，短期內供需關系較為寬松2023年綠電和綠證市場保持快速擴容狀態。交易量方面，2023年全國綠電交易量為685億千瓦時，同比增長278%，其中國網地區611億千瓦時，同比

150、增長327%51。2023年1-7月全國綠證交易量為2617萬個52，較2022年全年綠證交易量增長170%53。價格方面，國網地區2023年綠電的環境價值均價為6.5分/千瓦時；南網地區綠電價格較煤電均價高出1.85分/千瓦時54。平價綠證vi價格在2023年1-7月均價為42.4元/個55，較2022年均價38元/個略微上升56，而2023年8月起，每張平價綠證價格較前七個月下降了9-10元57。圖表29 2021-2023年全國綠電綠證交易量來源：中國電力企業聯合會,水電水利規劃設計總院,落基山研究所綠電交易細則更新，綠電價格形成機制進一步明晰。2023年8月，北京電力交易中心發布 北京

151、電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿）(以下簡稱“細則修訂稿”)58。與2022版交易實施細則相比，細則修訂稿在重申“綠色電力交易價格應體現電能價值和綠色電力環境價值”的基礎上，要求“市場主體應分別明確電能量價格與綠色電力環境價值”，而不再是僅做原則性陳述。在雙邊協商和掛牌交易交易方式下，市場主體在確定綠電交易整體價格的同時，需同時明確電能量價格和綠色電力環境價值；在集中競價交易模式下，市場主體申報綠電交易整體價格，綠色電力環境價值在市場出清后參考特定范圍綠證成交均價直接確定，剩余部分即為電能量價格。同時，在交易結算方面，細則修訂稿首次明確了綠色電力交易的電能量與綠色電力環境價值需分開結算

152、。綠證地位進一步提升，是綠電環境價值的唯一代表。2023 年 8 月，國家發展改革委、財政部和國家能源局聯合印發關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知59（以下簡稱“1044 號文”）。1044 號文將綠證的核發范圍從陸上風電、集中式光伏發電擴大至全國風電（含分散式風電和海上風電）、太陽能發電（含分布式光伏發電和光熱發電）、常規水電、生物質發電、地熱能發電、海洋能發電等已建檔立卡的可再生能源發電項目，增加了集中競價交易方式，強化了綠證角色和地位，明確了綠證是可再生能源電量環境屬性的的唯一證明、是可再生能源生產和消費的唯一憑證。隨后的 9 月份，關于可再生能源綠色電

153、力證書核發有關事項的通知60明確了將綠證核發單位改為國家能源局電力業務資質管理中心，進一步提升了綠證的權威性。vi 指無補貼的可再生能源發電項目所核發的綠證綠電交易量全國綠電交易量綠電交易量占全國市場化交易電量%202120216220222022969202320232，61782%+170%+278%6851.21%0.34%181870.23%綠證交易量億千瓦時80070060050040030020010001.40%1.20%1.00%0.80%0.60%0.40%0.20%0.00%3,0002,5002,0001,5001,000500090%80%70%60%50%40%30%

154、20%10%0%綠證交易量綠電交易對應綠證占比%rmi.org/482024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢各省的最新綠電交易方案普遍反映了細則修訂稿中的新要求。目前，雙邊協商是綠電交易開展的主要方式，例如冀北、陜西、四川、江蘇、福建、廣西等地目前僅開展雙邊協商交易；部分地區（如天津、浙江、安徽、廣東、貴州）還會開展掛牌交易和集中競價交易。北京電力交易中心區域（國網經營區）內的綠電交易價格中普遍實現了電能量價格與綠色電力環境價值的拆分。例如，天津、陜西、江蘇、安徽都要求雙邊協商交易必須分別明確整體價格、電能量價格和環境價值。與國網經營區要求不同，南網經營區的最新交易方案以

155、申報環境價值為主。例如，廣東要求雙邊協商與集中競價模式中僅需申報環境價值，電能量價格可按照約定價格執行，也可按照各自原有價格體系執行；廣西的購售雙方在參與雙邊協商時僅需申報環境價值，電能量價格原則上為交易標的執行當月燃煤發電企業各時段月度（周）交易計劃加權平均價格（不含合同電量轉讓交易）。除批發市場外，電力用戶還可以選擇零售市場或認購交易途徑參與綠電交易。無論何種參與途徑，現行規則下，綠電交易整體價格中電能量部分和綠色電力環境價值部分，普遍分別以煤電價格和綠證價格為主要參考。零售市場中，電力用戶由售電公司代理購買綠電。售電公司購買綠電的方式與前文電力用戶參與批發市場的方式相同，但在將綠電出售給

156、電力用戶時，依據不同地區的規則以及零售套餐的不同，零售的電能量價格和環境價值可能與售電公司在批發市場中獲得的價格有所差異。例如浙江要求售電公司出售的綠電的環境價值應與其在批發市場中的環境價值一致，但電能量價格存在靈活約定空間；而廣東則允許電力用戶通過選取不同零售套餐，與售電公司分別約定電能量價格與環境價值。認購交易目前只在南方電網區域開展，此模式下，非市場化電力用戶可與發電企業商談環境價值，而電能量價格默認為其所在省區電網企業代理購電的價格。2023 年綠電與綠證領域一系列政策與規則迭代，確定了今后一段時間的綠電市場發展的基礎。綜合當前電能量價格和環境價值兩方面的發展趨勢，綠色電力交易整體價格

157、短期內預計以穩中有降為主基調。綠電的電能量價格短期內將在一定程度上下降，主要原因在于煤電交易價格下降，以及煤電容量電費的拆分。目前煤電電量仍占主導地位，綠電電能量價格主要錨定煤電交易價格，圖表 30 以廣東為例展示了綠電電能量價格隨火電交易價格波動的態勢，2022-2024 年，兩者波動趨勢相同。隨著 2024 年火電交易價格向燃煤發電基準價附近回調，綠電與火電交易價格的差距也在 2024 年收窄。從全國范圍看，在動力煤價格下降的背景下，2024 年多地年度中長期交易結果呈現了煤電交易價格下降的趨勢，我們推斷綠電電能量價格也將相應下降。此外，在煤電的容量電費被納入系統運行費用后，煤電參與市場交

158、易的上網電價部分將只反應電量的價格，因此煤電的市場交易價格較未設立容量電費前出現下降。煤電上網電價部分價格的下降將帶動綠電電能量價格的下降。綠電的環境價值將在較為穩定的范圍內波動。由于環境價值涉及與碳市場、能源消費量計算等環境屬性相關機制的銜接，因此主管部門對其合理波動范圍有所預期，將其維持在穩定范圍內也便于在市場初期與其他機制對接、體現環境屬性的一致性。部分綠電需求旺盛的省份如浙江、廣東（見圖表 31）都對環境價值的范圍設定了限值。rmi.org/492024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢圖表30 廣東省2022-2024年度交易均價對比來源：廣東電力交易中心，落基山

159、研究所圖表31 2024年部分省份對環境價值的限值設定文件環境價值上下限廣東廣東省能源局國家能源局南方監管局關于2024 年電力市場交易有關事項的通知下限取值0 元/兆瓦時，上限取值50元/兆瓦時廣西2024年廣西綠色電力市場化交易實施方案下限為0元/兆瓦時，不設上限浙江浙江省綠電綠證市場化交易工作細則（試行）最低不得低于 10 元/兆瓦時，最高不得高于30 元/兆瓦時天津天津市綠電交易工作方案（2024年修訂版）取值不得為零，上限為50元/兆瓦時安徽安徽省2024年綠色電力交易實施方案環境價值不設上限，且需大于零來源：廣東省能源局國家能源局南方監管局，各省電力交易中心，落基山研究所綠電電能量

160、年度交易均價 vs 火電年度交易均價560550540530520510500490480470460202220232024元/兆瓦時綠電電能量年度交易均價火電年度交易均價rmi.org/502024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢在波動范圍內，電力用戶在綠電環境價值方面的議價能力預計將有所增強。盡管目前環境價值的波動方向暫未呈現明顯指向，但短期內供給的大量增加將使電力用戶對環境價值的議價能力增強。供給增加一方面來自于綠電的供給，另一方面來自于綠電環境價值的定價對標物綠證供給。綠電供給方面：綠電需求旺盛的東南沿海省份正通過推動省間交易和分布式項目入市來擴充綠電供給。省間

161、交易方面，上海在本地無平價風光發電項目的情況下，僅依靠省間交易滿足其綠電需求，隨著省間供給增加，上海2024年度省間綠電交易成交量已達到2023全年交易量的兩倍61；江蘇2024年綠電供給同樣處于寬裕狀態，相關售電公司認為，省間交易極大補充了江蘇的綠電供給。分布式項目入市方面，廣東2023年發布的廣東省可再生能源交易規則（試行）允許分布式項目以自然人身份參與綠電交易；江蘇關于分散式風電、分布式光伏市場注冊及入市工作提示首次明確指導分布式項目參與月內綠電交易；浙江于2022年便率先組織分布式項目聚合參與綠電交易，并在浙江省綠色電力交易及輸配電服務合同（示范文本，2024年版）中明確分布式發電企業

162、可被售電方代理參與批發市場，緩解浙江集中式項目綠電供給量有限的局面(見圖表32)48，62。綠電供給的增加將使得短時間內綠電市場從過去的供不應求、供求緊平衡狀態中緩解，供需關系的改變將增強電力用戶對環境價值的議價能力。圖表32 浙江省光伏風電裝機容量占比（截止2023年底）*圖表中風力發電絕大部分為集中式來源：國家能源局,新華社,落基山研究所綠證供給方面：在細則修訂稿以及部分省份文件的影響下，市場主體往往會參考綠證價格來設置綠電的環境價值。2023年8月1044號文印發后，綠證的核發范圍在陸上風電、集中式光伏發電的基礎上增加了海上風電、分布式光伏、生物質等所有建檔立卡的可再生能源發電項目。按2

163、023年末可再生能源累計裝機水平估算，僅風電和光伏領域，可核發綠證的裝機量就從7.6億千瓦增加至10.5億千瓦。政策的迭代使市場預期未來綠證供給增加，供需關系預期的變化影響了綠證的價格，綠證價格在8月出現明顯下降。隨后于2024年2月印發的關于加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知，要求到“2024年6月底，全國集中式可再生能源發電項目基本完成建檔立卡，分布式項目建檔立卡規模進一步提升”，并要求“不得限制綠證跨省交易”。這兩項要求將極大加快綠證大規模核發進度，并減少綠電資源豐富省區的綠證惜售現象，在短期內大幅提升綠證供給。面對供給的進一步增長，綠證價格可能相應下降。在環

164、境價值對標綠證價格的情形下，綠證價格的下降將提升電力用戶在環境價值議價時的能力。集中式光伏風力發電15%17%68%分布式光伏rmi.org/512024電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢參考文獻1國家發展和改革委員會、國家能源局(2023)，電力現貨市場基本規則(試行)，https:/ 國家發展和改革委員會辦公廳、國家能源局綜合司(2023)，關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知，https:/ 國家電力調度控制中心、北京電力交易中心(2023)，關于落實優化省間電力現貨市場交易價格機制的通知，https:/ 中國電力企業聯合會(2024)，2023年全國電力工業統計

165、快報5 山西省能源局、國家能源局山西監管辦公室(2024)，關于印發電力市場規則體系（V14）的通知，https:/ 國家能源局山東監管辦公室(2024)，關于公開征求山東電力市場規則(試行)(征求意見稿)意見的通知，https:/ 7 山西省能源局(2023)，山西省電力市場規則匯編(試運行 V13.0)，https:/ 南豆(2023)，現貨模式下虛擬電廠如何常態化運行，2023全國虛擬電廠與未來發展高峰論壇，https:/ 山東省發展和改革委員會、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室(2023)，關于明確海陽核電 1、2號機組參與市場交易有關事項的通知，https:/ 廣東省能源局、國

166、家能源局南方監管局(2023)，關于2024 年電力市場交易有關事項的通知，https:/ 張婷婷(2023)，由電力現貨基本規則兩種結算方式淺析中長期交易與現貨市場的銜接，https:/ 姜黎、韓曉彤(2024)，南方區域現貨“乘風”，南方能源觀察，https:/ 廣東電力交易中心(2022)，關于廣東電力市場2023年度交易及可再生能源年度交易結果的通報，https:/ 廣東電力交易中心(2023)，關于廣東電力市場2024年度交易及年度綠電交易結果的通報，https:/ 國家發展和改革委員會(2021)，關于關于進一步完善分時電價機制的通知，https:/ 山西電力交易中心(2023)，

167、2024年2月山西電力零售交易公告，https:/ 國家能源局(2024)，劉剛：2023年1-12月，全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%https:/ 北極星售電網(2024)，回眸2023年全國電網代理購電全貌及2024年趨勢展望，https:/ 廣東電力交易中心(2024)，廣東電力市場2023年年度報告，https:/ 廣東電力交易中心(2023)，關于廣東電力市場2023年度零售交易及合同簽訂情況的通告，https:/ 廣東電力交易中心(2024)，關于廣東電力市場2024年度零售交易及合同簽訂情況的通告，https:/ 廣東電力交易中心(2023)，廣東電力市場

168、2022年年度報告，https:/ 廣東電力交易中心(2022)，廣東電力市場2021年年度報告，https:/ 國家發展和改革委員會(2023)，關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知，https:/ 國家發展和改革委員會、國家能源局(2019)，印發輸配電定價成本監審辦法的通知，https:/ 國家發展和改革委員會(2020)，關于印發省級電網輸配電價定價辦法的通知，https:/ 國家發展和改革委員會(2021)，關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見，https:/ 國家發展和改革委員會(2023)，關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知，https:/ 國家發展和改革委

169、員會、國家能源局(2023)，關于建立煤電容量電價機制的通知，https:/ 廣東省發展和改革委員會、廣東省能源局、國家能源局南方監管局(2023)，關于我省煤電氣電容量電價機制有關事項的通知，http:/ 河北省發展和改革委員會(2024)，關于制定支持獨立儲能發展先行先試電價政策有關事項的通知，http:/:8088/getfile.do?id=BFA7FFA1-FFFF-FFFF-86CA-3C3E00000007&filename=%E5%8E%BF%E5%8F%91%E6%94%B9%E5%B1%80%E8%BD%AC%E5%8F%91%E5%B8%82%E5%8F%91%E6%94

170、%B9%E5%A7%94%E8%BD%AC%E5%8F%91%E7%9C%81%E5%8F%91%E6%94%B9%E5%A7%94%E5%85%B3%E4%BA%8E%E5%88%B6%E5%AE%9A%E6%94%AF%E6%8C%81%E7%8B%AC%E7%AB%8B%E5%82%A8%E8%83%BD%E5%8F%91%E5%B1%95%E5%85%88%E8%A1%8C%E5%85%88%E8%AF%95%E7%94%B5%E4%BB%B7%E6%94%BF%E7%AD%96%E6%9C%89%E5%85%B3%E4%BA%8B%E9%A1%B9%E7%9A%84%E9%80%9A

171、%E7%9F%A5.pdf&type=db32 國家能源局(2021)，關于印發電力并網運行管理規定的通知，http:/ 國家能源局(2021)，關于印發電力輔助服務管理辦法的通知，http:/ 國家發展和改革委員會、國家能源局(2024)，關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知，https:/ 國家發展和改革委員會、國家能源局(2018)，關于提升電力系統調節能力的指導意見，https:/ 國家能源局(2023)，趙學順：進一步加大電力輔助服務市場建設力度 拓展輔助服務覆蓋廣度 挖掘輔助服務功能深度，https:/ 國家能源局(2023)，國家能源局：上半年市場化交易電量規模穩步增長，h

172、ttps:/ 國家能源局湖南監管辦公室、湖南省發展和改革委員會、湖南省能源局(2023)，關于印發湖南省電力輔助服務市場交易規則（2023版）的通知，https:/ 國家能源局浙江監管辦公室(2023)，關于浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務有關事項的通知，https:/ 國家能源局東北監管局(2020)，關于印發東北電力輔助服務市場運營規則的通知，https:/ 國家發展和改革委員會、國家能源局(2022)，關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見，https:/ 國家能源局(2024)，劉剛：2023年1-12月，全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，https:/

173、人民日報(2023)，我國綠電綠證交易規模穩步擴大，https:/ 江蘇省發展和改革委員會、國家能源局江蘇監管辦公室(2022)，關于開展2023年電力市場交易工作的通知，https:/ 江蘇省發展和改革委員會、國家能源局江蘇監管辦公室(2023)，關于開展2024年電力市場交易工作的通知，https:/ 國家發展和改革委員會(2024)，中華人民共和國國家發展和改革委員會令第15號，https:/ 廣西壯族自治區工業和信息化廳、廣西壯族自治區發展和改革委員會(2024)，關于明確新能源發電企業政府授權合約價格有關事宜的通知，https:/ 國家能源局(2024),2023年光伏發電建設情況,

174、https:/ 國家能源局山西監管辦公室(2024)，山西電力一次調頻市場交易實施細則政策解讀，https:/ 廣東省發展和改革委員會、廣東省能源局(2023)，關于印發廣東省促進新型儲能電站發展若干措施的通知，http:/ 北京電力交易中心(2024)，光伏發電綠電綠證交易現狀及展望，光伏行業2023年發展回顧與2024年形勢展望研討會52 央視網(2023)，我國綠證核發和交易量明顯上升 綠色電力推廣速度明顯加快，https:/ 中國能源新聞網(2023)，2022年我國核發綠證2060萬個，https:/ 中國電力報(2024)，觀察丨綠電交易活力待進一步釋放，https:/ 德邦證券(

175、2023)，綠證制度不斷完善，新能源運營商有望受益，https:/ 水電水利規劃設計總院(2023)，重磅發布|2022中國可再生能源綠色電力證書發展報告PPT，https:/ 界面新聞(2023)，翻番式增長！國內綠電綠證交易受熱捧，https:/ 北京電力交易中心(2023)，北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿），http:/北京電力交易中心.com/html/main/col132/2023-12/08/20231208142412966966157_1.html59 國家發展和改革委員會、財政部、國家能源局(2023)，關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電

176、力消費的通知，https:/ 國家能源局(2023)，關于可再生能源綠色電力證書核發有關事項的通知，http:/ste.org/html/zixun/2023/1009/11480.html61 中國新聞網(2024)，上海2024年度省間綠電交易電量突破40億千瓦時創新高，https:/ 新華社(2024)，浙江新能源發電裝機占比首超三成，https:/ 國家發展和改革委員會、國家統計局、國家能源局(2024)，關于加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知，https:/ 重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。RMIInnovationCenter22830 Two Rivers RoadBasalt,CO 81621wwwrmiorg 2024年5月，落基山研究所版權所有。Rocky Mountain Institute和RMI是落基山研究所的注冊商標。