（試..........10..................參考文獻.................................................圖表1工商業用戶電價組成和近期重要進 圖表2面向市場參與者的十大趨勢匯 圖表3全國各地區現貨市場的建設進（截止2024年1月 圖表42023年度層面關鍵現貨價格數據一 圖表52023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 圖表62023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 圖表7電能量批發市場的兩種結算方式簡化示意 圖表8部分省份工商業分時電價時段劃分及浮動比 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 圖表10甘肅省分時電價時段劃分及浮動比 圖表112023年甘肅-河東現貨交易分時均 圖表12現貨試點省份分時電價浮動基數的組 圖表132024年山東零售套餐分時電價的時段和時長約 圖表142024年山東零售套餐分時電價浮動系數約 圖表15廣東電力市場售電公司市場占有情 圖表16廣東電力市場售電公司售電價格和度電收益情 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 圖表18部分省份容量電價電壓等級價差匯 圖表19抽水蓄能電站裝機容量及容量電價匯 圖表20第三監管周期內各省市抽蓄年度容量電費匯（單位億元 圖表21部分省份月度工商業用電量與抽蓄容量電費關系 圖表22各省煤電容量電價和容量電費折 圖表23各省容量電費折價容量電費折價與代理購電價格的比率可再生能源消納責任權重、火電發電量占比、 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 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 圖表262024年青海和寧夏發電項目價格峰谷浮動比 圖表27各地新能源參與電力現貨市場對 圖表282023年光伏發電建設情 圖表292021-2023年全國綠電綠證交易 圖表30廣東省2022-2024年度交易均價對 圖表312024年部分省份對環境價值的限值設 圖表32浙江省光伏風電裝機容量占（截止2023年底 （圖表的市場體制和價格體系。2023年2023試行202312202311204+204年2發展需要。202320大趨展望了未來-3（圖表2215年2022的讀者可以參考2023圖表 ?2023.5《關于第三監管周期省級電網輸配電價 ?2023.11 ?2024.2 圖表 面向市場參與者的十大趨勢匯新能源出力塑造現貨價格峰谷形態2023年試行121圖表4120232022年2023121展望2024圖表3（截止2024年1月 20232022年整體下圖表較2022-37%到237%2022年上漲22022年的10元/千瓦時 389 453 1,443 1,300 3401,9671,9911,715

年均價年時點最低價格年時點最高價格燃煤發電基準 出清/申報價格下（取低）2022年均時段均價：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。伴隨著光伏裝機繼圖表

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。圖表

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。（20%4式光伏外，新能源發電機組全電量參與中長期市場與現貨市場；而山東、山西入市采用自愿原則，入市的新能源0%（2023）也要按照現貨價格結算；廣東220（新能源入市詳見第7）20222陸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。0235，山東20246（9）。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、11.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18,0007,500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（711。《基本規則》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（反之部分節點電價高于全省均價會帶來超額收益/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運行實施方案》引入了“省間利益平衡臨時風險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。“1需連續運營，實現執行日前七日（D-7日）至執行日前兩日（D-2日）連續不間斷交易；調頻輔助費用可向用戶側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商業兩部制電價的工業用戶尖峰時段新增248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）節、國慶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，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。分時電價更靈活的時段劃分：備和公示后，對用電電壓等級在35

9-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-

會關于工商（3-5月）工商業用戶

（6-8月）工商業用戶

（2-5月）工商業用戶

112月10078（2024年49

11所有月份所有月份和100所有月份和100改革委關于（7月-分時電價政(2023年7過35℃時節“五一國315千伏安及以上的 812月浙江省發展（調整工商業事項的通知（2-812月月（1改革委關于12月）價政策有關其他季節（2021年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。現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了這一變化。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 0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-

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省 用 0- 1- 2- 3- 4- 5- 6- 7- 8- 9-1010-1111-1212-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-22甘 所有月份工商業用 元元

10

121314

16

18

202122 7 8 1 12目前各省分時電價浮動基數的組成各異。現貨長周期運行的試點省網中（如圖表12所示），除市場交易價格/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。 系數范圍更大。 411 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為30.6%，較2022年降低了1.0個百分點18。盡管國家發展目前各地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。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，20232024年年度電能量零售合同簽約結果顯示，超過98%考慮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）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比例分別為0.03%和0.02%，大部分電力用戶20,21。預警機制這兩種方式避免用戶電價過高。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。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）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差考核費用應支付給售電公司用于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。其余時段按照規定價格峰谷比浮動（例如廣東省）；價格反映單個用戶的用電特性和市場供需（例如陜西省）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，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。

7%

6%

3%

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《此輪省級輸配電價核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》），電力用戶類別由過去的居民生活、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用電容量在100100千伏安至315千伏安之間的，可選擇執行單一制或者兩部制電15 （元/千瓦·月（元/千瓦·月安用電量達到6090%即在需電費上給予優長期更地電網電量建設和維護成本來量電價結構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。

（的抽水蓄能電站年度總容量費用規模在20232025年間都有持（圖表22025抽水蓄能電站容量費用折價約在3-4厘0.81/圖表20（20232024圖表

工商業用電量抽水蓄能容量電費折2023年11月8日，國家發展改革委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2024133020242025（圖表2230（即每年每千瓦100元區為50（6元206500%29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（圖表23.c），較全國均值偏低約20%。圖表 （2023年青海青海

（2022年 （2022年

（2024

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,北極星電力網,從容量電費折價與代理購電價格的比率看，在28個有信息披露的省級電網中（以2024年1月為例（圖表23.d、圖表圖表22還（如2間28個披露122010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100元302024瓦100元的容31（蘇等（如煤電（如抽蓄20232,3，204年23（國家層面對輔助服務市場進行統一規范的交易和價自從21835（2022320億元3在202325億30-3.5調峰服（K值）是用于衡量發電單元響應AGCK定KK值的乘原則上調頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.1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：儲能在輔助服務市場中收益受限，應更積極參與現貨市場：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，202368454247.3%；202234654338.4%。iv包括綠電交易省2023年和2024900小時和1800小時44,4（52024年省間“累計新能源交易比例不得高于20242043407207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20242023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，2024223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（24）。圖表2453（300）、28（折算利用小時數2000），由電網企業按照蒙西地區燃煤基200016（250小時），26（折算利1500），由電網企業按照蒙150055020002000450150015001100200090015001500148.821330142.472.574.310.93800100），計劃67.33178.211600171.78109.084.921220（其中，列入第一批發電側光伏100），103.2379.345.95240026.621900、180046.7744056.7129.631500、135024.82億千瓦28010010%）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,部分地區還是對優先發電小2040.38/202320242023（25）圖表 來源：云南省發展和改革委員會,青海和寧夏在2024圖表 來源：青海省能源局,寧夏回族自治區發展和改革委員會,以已經正式運行和連續結2041試行征求意見稿）202212220kV204204120231試行中提出新能源項目可同時參與現貨市場和綠圖表 。,20239628644.52.51.8%482023500（見2市場投資主體需密切關注各地分圖表282023 94.55.0.380110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2023660除上述6個縣000030%0%隨著省級現貨市場的推進，各省調整峰谷格外關注。20231172241:00-15:05了較大的影響。202413征求意見，將中午的低谷時段減少為兩小時，12:0-14:0，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。2023620230式光伏全部進入市場。的探索。2023年暫行動慣量調用獲取收益。0.35元/10一次調頻市場需求為日新能源場站預測最大出力的10%510元/MW492023年全省電力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。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，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、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/千瓦·年）。新能源企業和共享10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0.55元/千瓦時，其放電量按照0.25元/千瓦時結算，不再享受容量電價補償，保優先調用儲能設施。一是二是204年230.1三是112023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685278%，其中國網地區611億千瓦時，同比增長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。圖表292021-2023

綠電交易量占全國市場化交易電量 綠證交易量綠電交易對應綠證占比%2023年修訂稿)582022“市場主體應分別明確電能量價格與綠色電1044（含分散式風電和海上風電）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9項的通知》60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）