2024年电力行业专题研究：电力现货市场为何重要？

1、如何理解电改目标？

1.1 推动市场化是不变的总目标

电改是全面深化改革中的一环。全面深化改革围绕 8 大领域，电改属于经济体制改革 中的市场体制改革细项。 “中发 9 号文”、“发改 118 号文”为电改两份重要文件，前者明确电改目标和路径， 后者明确电改时间表。 电改具有朴素的目标——构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，使市场在电力资 源配置中起决定性作用。 15 年发布“1”总纲+“6”配套文件，涉及发/输配/售/用各个环节。其中，21 年《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下简称“1439 号文”）改革步 伐较大，实现了煤电全部入市，实现工商业用户全部入市。

22 年发布的“发改 118 号文”设置了 2025 年和 2030 年两个重要节点，并对建成目 标做了细化。当前看来，25 年细化目标的实现进展并不顺利；同时，值得注意的是 新能源全面参与市场交易原本定为 2030 年目标。

1.2 新型电力系统建设提速，强化电改紧迫性

伴随新型电力系统建设，系统成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源 电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统 增量成本拖累。

增量成本的分摊难以在计划性的电力体制内完成，或形成不公平的分摊结果；因此， 实现“谁受益、谁承担”的市场化分摊机制变得迫切。增量成本将在互斥的多个细分市 场得到分摊，这些细分市场共同构成一个成熟的电力市场体系。

成熟电力市场体系构建后，用户电价构成与发电侧收益结构趋于多样化。总体趋势上， 受益于新能源这类低发电成本的电源占比提升，全市场平均电量电价将下降；系统运 行费用与潜在的碳减排成本将上升。

2、电力现货市场为何重要？

2.1 满足电力实时平衡需要

高比例新能源的电力系统已难以做到“源随荷动”，各时段、各地区新能源出力波动 大，因此发展电力现货市场，提供时/空信息更精确呈现的电能量交易平台。

结合案例来看，为满足实时平衡需要，现货市场日内电价将会波动。（1）发电侧：风 电日内出力高点出现在冷热气温变化的早/晚两个时段，光伏出力集中在午间，两者 出力曲线相反。（2）用电侧：商业园区工作日最高负荷出现在下午 3 点，周末最高负 荷出现在晚 8 点。从该案例挂牌交易签订情况看，工作日午间光伏出力负荷远高于用 电负荷、易出现价格踩踏；周末晚间风电出力负荷与用电负荷呈现紧平衡，价格预计 有支撑。

2.2 现货市场是其他功能性子市场的基础

与辅助服务市场有何联系？ 反映发电机会成本，联合优化出清。2M24《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制 的通知》（196 号文）针对“辅助服务价格传导”提出“由用户侧承担的辅助服务成 本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失”。机会成 本将作为备用辅助服务市场定价的一部分。更进一步，美国 PJM 市场上多数备用机组 无需自主报价，在实时阶段联合出清。 现货市场运行地区，方可向下游用户疏导辅助服务费用。

与容量市场有何联系？

9M23《电力现货市场基本规则（试行）》中针对“市场限价”提出“未建立容量成本 回收机制的地区，市场限价应考虑机组固定成本回收”，换言之，基于合理收益的考 虑，明确了容量定价与现货定价存在联动。站在系统总成本角度看，火电以现货结算 的高电价+容量电价

（1） 固定容量补偿阶段，或出现容量价格影响现货价格。以山东为例，由于已实现针 对火电的全容量补偿，现货市场报价更贴近于边际可变成本。4M24 发布的《山东 电力市场规则（试行）》中针对“市场力行为事前监管”提出“触发价格管制机制 后，将管制容量报价替换为核定的成本报价”，对现货报价形成约束。而核定成本 报价与供需比呈正相关，即允许供需紧张时段提高合理收益率。

（2） 容量补偿市场化阶段，容量市场定价锚定现货/辅助服务市场结算后未覆盖成本及 合理收益。PJM 市场经验看，供需紧张地区出现容量/现货价格双高，同样体现为 更高的合理收益，这一价格结果可实现刺激稳定电源扩大投资的目的，直到供需 平衡。

全容量补偿+成本型现货，山东模式或加快火电公用事业化。以山东一台百万千瓦机 组的经营视角测算：

假设：（1）单台百万千瓦机组年折旧成本 3.3 亿元；（2）23/24 年山东通过市场化用 户度电分摊 0.0991 元/0.0705 元的市场化容量补偿电价机制，衔接煤电容量机制 （24~25 年山东煤电容量电价按照回收煤电机组固定成本 30%确定，标准为每年每千 瓦 100 元），实现了全容量补偿，对应税后容量电价约 292 元/KW；（3）23 年山东火 电平均利用小时数为 4332 小时，假设后续年降 10%；（4）23 年山东火电平均上网电 价考虑容量补偿后顶格上浮 20%；（5）假设辅助服务收入占发电收入的 1%，占比保持 不变；（6）假设入炉标煤含税价为 845 元/吨（高比例长协煤、Q5500 含税价区间位 于 570~770 元/吨），平均煤耗 290 g/KWh，保持不变；（7）假设度电其他成本 0.06 元/KWh，保持不变。

结论（1）：根据上述初始假设，算得在全容量补偿模式下，百万千瓦机组的度电毛利 润 0.042 元/KWh，总毛利润 1.8 亿元；非电量收入占比 16.8%。在未来利用小时数年 降 10%的假设下，为保持总毛利润不变的目标，平均电量电价上浮比例需由当前的 0.7% 升至 8.2%，但仍符合“1439 号文”要求；届时非电量收入占比将升至 22%。反观容 量补偿逐步递增的模式下、平均电量电价上浮比例需由 19.8%升至 22.8%，突破了 “1439 号文”规则上限，依赖现货市场提价或重塑定价规则；届时非电量收入占比 约为 11.5%。较高的电量收入比例意味着当煤价出现上/下浮动，追求总毛利不变， 均会相比于全容量补偿模式要求有更高的电量电价，煤价上涨时风险尤为突出。

结论（2）：两类模式最终均会依赖现货市场、支撑峰段电价上升，现货市场重要性凸 显。

针对全容量补偿模式，通过控制煤价进一步下降，可进一步降低电价上浮要求，缓解 系统成本持续上升的困境。 假设：采取全容量补偿方案，利用小时数年降 10%，Q5500 煤价年降 50 元/吨。 结论：基于总毛利不变目标，情景 5 低煤价机组电量+容量电价形成的综合电价要求 上浮比例低于煤价不变机组 18.5%。

针对全容量补偿的模式，针对已折旧完成机组，实现相同利润目标对电量电价要求同 样降低；借助老旧机组转备用或许能够在保证发电企业利益的同时，缓解系统成本持 续上升的困境。 假设：（1）单台百万千瓦机组折旧已完毕且超过 30 年运行年限；（2）相比于折旧未 完全机组的可用容量系数取值 85%，对应税后容量电价约 248 元/KW；（3）折旧已完 全的老机组逐步转备用，假设平均利用小时数为 2500 小时，假设后续年降 10%；（4） 初始状态（情景 1）平均上网电价考虑容量补偿后顶格上浮 20%；（5）假设辅助服务 收入占发电收入的 1%，占比保持不变；（6）假设入炉标煤含税价为 845 元/吨，平均 煤耗 330 g/KWh，保持不变；（7）假设度电其他成本 0.06 元/KWh，保持不变。 结论（1）：与新机组不同，折旧完全机组发电量下降带来的成本降幅更大，随着利用 小时数进一步下降，为满足上述百万千瓦机组的年毛利润水平，电量电价要求反而呈 现逐年下降趋势。在情景 5 下，折旧完全机组的电量+容量电价形成的综合电价要求 上浮比例低于新机组 10%。 结论（2）：若折旧完全机组收益预期锚定度电毛利不变，则综合电价要求进一步下降。

与碳市场有何联系？ 化石能源电源的度电碳排放与碳市场价格相乘可得度电碳成本（单位为元/KWh），与 电力现货市场交易的电能量单位一致，故可在现货市场实现碳-电联动。目前，电力 现货市场与欧盟碳市场均已成熟的欧洲已长期运行该机制。基于边际出清机制，欧洲 电力现货价格包含了清洁能源电源可获得的环境溢价。

绿电环境溢价=（煤电-绿电碳排差）*碳价*传导系数。（暂将消纳成本视为电量收益 的抵减项，而非环境溢价的抵减项）

从碳价与现货电价走势视角看：22 年外因驱动下的能源价格大幅波动，在 8 月与 12 月的两波电力现货价格上涨趋势中，碳价与电价呈现正相关性，绿电在现货交易中的 度电环境溢价最高升至 0.1 欧元/KWh。23 年以后碳价与电价双双回落。

从绿电成本覆盖视角看，以 22 年内碳成本与光伏/陆风度电成本作比较，可见 60% 可传导情景下碳价即可覆盖陆风度电成本，22 年欧洲光伏开发成本有所上行、需 80%~100%完全传导方可覆盖度电成本。

2.3 实际现货偏差结算比例或高于 10%

现货电量占比问题为何重要？

现货市场电价呈现出高度波动性的特点，尤其在山东以外的非全容量补偿市场中，现 货市场的时段性高价承担着覆盖火电固定成本的重任。以正式运行的广东电力现货市 场为例，23 年电力中长期交易成交均价约在 0.54 元/KWh，而现货市场日前价格波动 范围介于 0.17~0.835 元/KWh 之间，现货电量占比高意味着收益不确定性增加。

现货市场电量占比有多少？

我们需区分“现货市场交易电量占比”和“以现货市场价格结算的电量占比”，而后 者又需进一步区分“正负相抵后的偏差电量占比”和“绝对值偏差电量占比”。结论： （1）只要是市场化电量，现货市场交易占比为 100%（集中式市场模式的定义）；（2） 以现货市场价格结算的、正负相抵后的偏差电量占比约为 10%（取自《2023 年广东电 力市场年度报告》）；（3）以现货市场价格结算的绝对值偏差电量占比预计超过 10%。

现货市场交易电量占比达 100%。 囿于各国电网能力条件的不同，海外成熟市场会根据自身情况选择集中式市场或分散式市场。集中式市场考虑电网约束，适用于电网卡口比较严重、电力供需比较紧张的 地区；分散式市场要求区域电网布局完善，供需充足。两类市场的差异在多个层面影 响市场运行规则，进而影响各类市场主体（包括调节资源）盈利模式。

中长期与现货市场衔接方式有根本性不同，我国现货试点采取集中式组织模式。集中 式市场采用金融合同性质的中长期差价合约，并于现货市场上全电量竞价；分散式市 场采用实物合同性质的中长期合约，现货市场上仅偏差电量竞价。

以现货市场价格结算的、正负相抵后的偏差电量占比约为 10%。 高比例中长协签订要求下，多数电量实际以中长协价格结算。由于近两年煤价仍处于 高位，经历 21 年东北缺电事件后，出于保供的考虑，全国层面对主体电源——煤电 的中长期电量占比有较高的要求：《关于做好 2024 年电力中长期合同签订履约工作的 通知》提到 2024 年各地燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年 度上网电量的 80%，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的 90%。这一背景下，现货省份现货电量的占比有限。

合约量、日前量、实时量反映现货市场上不同时间尺度的售电约定，两两间不匹配部 分即为偏差电量。正负相抵后的偏差电量占比较小。

以现货市场价格结算的绝对值偏差电量占比大于 10%。  正负相抵后的偏差电量掩盖了现货市场的真实波动性，正/负偏差电量取绝对值后相 加的结果必然大于 10%。 同为集中式组织模式下的美国 PJM 市场，12 年现货敞口已达 21%。根据《国外电力现 货市场建设的逻辑分析及对中国的启示与建议》对 2012 年美国 PJM 市场（集中式组 织模式）与英国电力市场（分散式组织模式）现货规模的统计，现货电量敞口占比均 超过了 20%。预计随着新能源电量占比的提升，由于发电量不确定性增加、现货敞口 还在进一步扩大。

3、300GW 新能源装机带来的冲击？

3.1 新能源在更多时段主导定价

现货市场实现了跨电源类型的同台竞价，边际定价电源转向新能源。

由于新能源边际可变成本近似为零，电价之锚逐步由“成本定价”转向“供需定价”。

市场化电价由供需关系和边际定价机组的成本共同影响。在未运行电力现货市场的地 区，电力交易通常以燃煤基准价为标尺，以此为参考上下浮动，这一定价体系下燃煤 价格仍是主导因素。伴随新能源装机提升，一天中多数时段边际定价机组（满足最后 一度电需求的发电电源为边际定价机组）将逐步转向边际成本近似为零的新能源，“成 本定价”将失效，“供需定价”占据主导。 

零边际可变成本+集中出力带来供需宽松，驱动现货市场平均电量电价下降。由 1H24 现货市场交易情况可见，除蒙西外多数市场在多数时段现货价格低于燃煤基准价，表 明报价较低的新能源对现货市场出清均价影响较大；多数市场在多数时段现货价格同 比下降，体现煤价同比下行和新能源装机提升后带来的冲击。

海外电力市场呈现相似结果，现货市场平均电量电价下降、终端零售电价上涨。 2009~2020 年期间美国加州新能源装机占比由 4%升至 24%，在同期终端零售电价稳中 有升的背景下电力现货均价总体下行。在成熟电力市场呈现的这一结果反映出新能源 装机带来了电价结构改变，终端用户承担的系统运行成本增多、而电量电价自身下降。

3.2 现货影响中长协、指引分时电价

发电侧：现货交易结果指导中长协签订价格。 配合新能源电量占比提升，现货市场在一天中多数时段将转为“供需定价”，现货结 算价格将传导至中长协合约定价。以广东省为例，广东现货市场经过长周期的连续试 运行后已转正。进入 2H23 以后广东月度电力交易均价变动趋势与现货变动趋势高度 吻合，而 24 年长协价格签订在 0.465 元 KWh，更贴合了全年现货交易均价。

发电侧：现货交易结果影响火电中长协签订比例/签订顺位。 在现货市场价格较低、市场环境表现为宽松的省份，高峰时段火电报高价的成交率有 限。出于压缩火电套利空间的考虑，地方政府有意愿逐步放开火电中长协比例或向后 调整火电中长协签订顺位，导致火电现货敞口扩大。类似案例或已在甘肃出现。 1) 火电高比例中长协——在谷段火电受益（买低价电履约、套利空间大）、光伏受损（谷 段高比例现货）、用户受损，在平/峰段火电受损（报高价赚峰段现货收益的空间减少）、 光伏不发电无影响、用户受益。现货市场波动将主要体现为谷段低电价。 2) 火电高比例现货——在谷段火电受损（套利空间被压缩）、光伏受益（谷段收益相对 稳定）、用户受益，在峰段火电受益（掌握实时报价主动权）、光伏不发电无影响、用 户受损。现货市场波动将主要体现为峰段高电价。 3) 风电出力特性和签订顺位介于光伏和火电之间，对应受益/受损情况也应介于两者之 间。

发电侧：现货交易结果指导新能源中长协峰谷系数。 新能源市场化交易也以“签曲线”的方式进行，现货市场日内峰谷价格数据为其提供 指引。以甘肃省为例，《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》明确约 束了绿电市场化电量交易价格：峰、谷、平各段交易基准价为燃煤基准价格乘以峰谷 分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易 基准价；对于出力时段集中在谷段的光伏，交易价格上限仅为燃煤基准价的一半，为 0.15 元/KWh。与河西地区 23 年实际现货交易结果相比，限价有一定合理性但更为 激进。

用电侧：现货峰谷价差数据引导分时价差设置，引导负荷调整。当前各省均针对用电 侧设置了分时系数，部分地区在特定季节将一天细分为深谷/低谷/平段/高峰/尖峰时 段。目前广东、山东尖峰-低谷分时价差大幅高于现货市场反映的发电侧平均峰谷价 差；山西较为接近；甘肃由于未启用尖峰电价、分时价差较小。更接近或更高的分时 价差设置有助于引导负荷曲线调整——山东 23 年需求侧响应实现了一定程度的“填 谷”。

3.3 加快现货推进节奏

目前现货推进节奏相对滞后。长周期结算试运行目标省份中辽宁、河南、江西、陕西 未达预期；仍有多个省份处于模拟/调电试运行阶段；浙江省尚未进入连续结算试运 行；除南方区域市场外其余区域市场尚无明显进展。

“倒逼推进”始终是电改的重要方式。21 年“1439 号文”推出的背景正是煤价高企、 煤电企业亏损面扩大，为避免电力“软缺口”扩大，锚定燃煤基准价准许了 20%区间 内的上下浮动。近两年煤价虽逐年有所回落，但仍高于目标区间；叠加“十四五”期 间各省电力供需总体偏紧，导致出现“推现货即涨电价”的隐忧，使得现货推进遇阻。

新能源装机大幅提升后，预计刺激现货市场加速建设，推动电改整体进度。现货市场 运行有助于挤出高成本电源电量、引入低成本电源电量、降低平均电量电价，作为系 统成本上升过程中的抵减项。延续前文山东案例，以山东全省电力系统成本的核算视 角进行测算：

假设：（1）火电核心假设同前文单机模型，23 年山东直调火电装机容量 6000 万千瓦； （2）假设 24~27 年用电增速/最高负荷增速均维持 3.5%，新增电量全部由新能源贡 献（海阳核电二期预计于 2H27 投运，暂不考虑期间贡献增量），火电电量保持与 23 年一致；（3）新能源平均利用小时数维持 1577 小时；新能源市场化电价设三种情景 0.197（燃煤基准价*50%）、0.316（燃煤基准价*80%）、0.377（燃煤基准价*90%+山东 23 年光伏现货交易均价*10%），保守估计风光同价；（3）假设火电/新能源有效容量 系数分别为 90%/15%。

结论（1）：为满足最高负荷增长需求，24~27 年山东直调火电仍需年均新增 196 万千 瓦，利用小时数年均下降约 125h。综合电价较基准价上浮比例逐年攀升至 27 年的 24.4%；

结论（2）：新能源电量占比由 23 年的 17.8%升至 27 年的 28.4%，即使维持 0.377 元 /KWh 上网电价，火电+新能源综合电价（考虑火电容量电价）仍可实现逐步下降。若 上网电价下探、可继续减缓系统成本的上升（或腾出空间用于支付环境溢价）。

结论（3）：现货市场除了带来峰段高电价，也将带来谷段低电价、避免系统成本的快 速上涨，现货市场重要性再次凸显。

沿海省份中，山东、广东已先行。通过列出新能源电量占比、装机占比、电量占比增 幅和装机占比增幅四个指标来看，河南、西藏、甘肃三个省份各指标均位于均值以上， 此外内蒙、吉林、江西、山东、湖南、青海、宁夏、新疆有三个指标位于均值以上。 而浙江、福建、广东、四川、贵州新能源渗透相对较慢。我们认为山东现货推进与本 地分布式光伏不无联系，广东现货推进更多受本地火电格局推动。

价格监管机制逐步完善，规避现货极端电价。跨电源类型同台竞价本身易出现市场失 灵，价格监管有助于极端情况下的纠偏，在我国现货市场推广的初期预计会普遍出现。

各现货省份出清价格区间普遍设置在 0~1.5 元/KWh，山东允许负电价出清，蒙西允许 最高以 5 元/KWh 出清。未来理想的下限设置应参考新能源边际可变成本（考虑可再 生能源补贴、环境溢价后变为负值），上限设置应参考失负荷价值。

二级限价机制陆续出台。根据 9M23《电力现货市场基本规则（试行）》“市场限价” 章节的表述，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，设置并执行二级 出清价格限值。二级出清价格限值的上限参考长期平均电价水平确定。这一规则已在 4M24 发布的《山东电力市场规则（试行）》中得到体现，二级限价设置为一级限价下 调 20%。

存在市场力行为事前监管。如前所述，现货价格与容量补偿价格存在联动，在全容量 补偿+成本型现货的山东，现货市场基于核定成本报价，触发价格管制后会受约束。

编辑：火腿肠