2024年我国电力市场发展趋势与展望

10月18日，在由上海有色网信息科技股份有限公司（SMM），西部矿业主办，中国金属材料流通协会、铝业加工技术中心特邀指导的2024 SMM第十三届金属产业年会——2024 SMM铜业年会上，国网能源研究院有限公司企业战略研究所国际化发展研究室主任范孟华对2024年我国电力市场发展趋势与展望进行了阐述。

党中央、国务院高度重视电力市场建设，二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。

经过多年发展，我国电力市场建设取得了重要进展，初步形成覆盖省间、省内多时间尺度和多交易品种的市场体系架构，探索出了一条中国式电力市场建设道路。

新形势下，电力市场将从时间、空间、客体、主体等不同维度进行持续优化，健全完善适应高比例新能源的电力市场机制、提升系统灵活调节能力、激发各类经营主体活力，协同推动保供、
转型、稳价多目标平衡协调。

我国于1998年开始建设发电侧竞争性电力市场，先后进行了上海等6省（市）以及东北、华东和南方区域电力市场的试点。此外，结合电力工业实际，我国还开展了省间交易、发电权交易、电力用户与发电企业直接交易等多种形式的电力交易，在电力市场建设方面进行了有益探索。

其对电力市场建设相关政策以及效率/社会总福利、公平/社会福利的分配、环保/环境影响、质量/电能质量及供电可靠性、安全/国家电力系统供应的安全进行了介绍。

经过多年建设发展，我国初步建立“统一市场、两级运作”的市场框架，形成在空间上覆盖省间、省内，时间上覆盖年度、月度、月内、日前（日内）、实时，交易标的上覆盖电能量、辅助服务、容量保障机制和绿电、绿证等品种的市场功能体系，市场化交易电量持续增长，多元化市场主体加快培育，市场配置资源的决定性作用已经显现，有效支撑了能源清洁低碳转型和经济社会高质量发展。

“管住中间，放开两头”的行业格局基本形成，电网环节完成三轮输配电价监审与核定，初步建立“能涨能跌”的市场化电价机制，电力市场“1+N”基础规则体系基本成型，交易机构独立规范运行取得突破性进展。

►省间市场：省间中长期市场进入连续运营；省间现货市场于2022年7月起进入长周期结算试运行，即将转入正式运行；各区域均建立了调峰市场。

►省级市场：中长期市场实现年度、月度、月内定期开市；第一批省级现货试点中山西、山东、广东、甘肃转为正式运行；除西藏外，调峰调频辅助服务市场实现省级全覆盖。

电力生产组织方式加速实现由计划向市场的根本性转变。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。2024年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量2.85万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.1%。

2023年，全国范围内在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，多元化的市场竞争格局初步形成。截至2024年7月，国家电网有限公司经营区电力交易平台经营主体注册量突破60万家，是2015年的22倍。

截至2023年底，全国风电装机4.4亿千瓦、太阳能发电装机6.1亿千瓦，占总发电装机容量比重为36%；全年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。截至2024年6月，全国新能源装机已达11.8亿千瓦，超过煤电装机（11.7亿千瓦）。

自2021年9月绿电交易开市以来至2023年12月底，全国累计绿电交易954亿千瓦时；自2022年9月至2023年12月底，全国累计绿证交易3867万张。

2024年上半年，全国交易绿证1.6亿个（含随绿电交易绿证7737万个），同比增长6倍。

依托大电网、大市场，实现安全责任共担、备用容量共享、资源大范围互济，保障了电力可靠供应。改革过程中充分考虑用户电价承受能力，通过中长期交易稳价、现货设置合理限价等方式，保持了电价相对稳定。

新型电力系统的发电一次能源主体，由稳定的化石能源转向波动性随机性的风能太阳能，将显著改变电力系统运行的物质基础和技术特性，增加电力安全供应风险。煤电将从目前电力系统的的装机和发电量主体，逐步演变为调节性和保障性电源。

负荷特性不确定性增强，日峰谷差进一步拉大；制冷、取暖负荷快速增长，负荷呈现夏、冬双峰特征，极端天气对尖峰负荷影响显著；分布式能源、微电网、用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等终端多元化新型市场主体不断涌现。

大电网为主导：我国能源电力资源与负荷逆向分布的特征没有根本改变，交直流混联大电网依然是能源资源优化配置的主渠道。多种电网形态并存：随着微电网、分布式能源系统、综合能源系统、电网侧储能、局部直流电网等的快速发展，配电网演变成为有源网，与大电网互通互济、协调运行。

新能源平价上网不等于平价利用，低边际成本、高系统成本的特性逐步显现。除本体成本以外，新能源利用成本还包括灵活性电源投资、系统调节运行成本、大电网扩展与补强投资、接网及配网投资等系统成本。

时间维度上的双向延伸——向更长周期延伸，锁定远期收益，有效防范市场风险。

►长周期中长期合约：鼓励电力用户与发电企业签订5年以上的PPA协议，建立促进绿色电力发展的长效机制，锁定交易意向、规避价格风险。

►探索新能源政府授权差价合约机制：衔接现行新能源保障性收购政策与市场化交易的过渡。

时间维度上的双向延伸——向更短周期延伸，更好适应新能源随机性和波动性。在年度、月度中长期交易的基础上，按需开展月内、多日的中长期交易，具备条件的地区可探索开展连续分时段中长期交易，提高中长期交易合同的流动性和灵活性，并同步建立中长期转让、回购、置换等多种交易机制，给与市场主体更大的灵活调整空间。

加快建设供需双侧参与的现货市场，扩大现货市场覆盖范围。推动参与中长期交易的用户参与现货交易，建立供需双侧参与的现货市场，进一步扩大省级现货试点覆盖范围；完善现货交易限价、报价机制，研究适应新能源规模化参与现货市场的成本报价方式。

一方面需要依托大电网、大市场，通过省间灵活交易，有效利用全网调节能力，实现大规模资源优化配置和余缺互济，满足大型能源基地新能源消纳需要；另一方面，推动分布式/微网/虚拟电厂等聚合参与交易，更好地激发负荷侧资源调节潜力，满足分布式新能源发展需要。

建立多元化的辅助服务市场体系。建立健全市场化的辅助服务交易机制，针对新能源特性优化设计辅助服务品种，扩大资源共享互济范围，拓展辅助服务市场主体，同时积极推动辅助服务成本向用户侧疏导。

循序渐进完善容量保障机制。近期可以容量补偿机制起步，待平稳运行后逐步探索建立以招投标为核心的、面向新增机组的容量市场，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。

►国外实践：包括容量市场机制、稀缺定价机制、容量补偿机制、战略备用机制等。

►我国实践：山东、广东等地已开展容量补偿机制实践。2023年11月，我国出台容量电价政策，未来，仍需要根据容量电价政策激励效果和新能源发展情况进一步完善容量电价机制。

分类逐步推动各类新能源入市。统筹好新能源政策激励与市场竞争，落实用户侧消纳责任，不断完善新能源参与市场的交易组织方式、价格机制以及配套衔接机制。引导各类灵活资源主动参与系统调节并获得合理收益，促进“源网荷储” 协同互动促进新能源发展。

引导新型主体参与电力市场。进一步明确新型经营主体参与市场的技术规范要求，拓展新型主体可参与的交易品种，推动建立健全价格或补偿机制，引导各类经营主体公平承担系统平衡责任及相关成本。

我国正在推动电力生产组织方式由计划向市场转变，市场环境下电力用户机遇与挑战并存

响应市场价格信号，通过用电行为的优化、降低用电成本。例如：可对某些生产环节进行调整，合理调整生产时间以适量地削减高峰时段的用电，使得这部分负荷向夜间低谷时段平移。在分时电价、现货市场的形势下，随着峰谷价差的拉大，可获得降低用电成本的机会。

►电能量交易：电力用户当前已充分参与电力中长期交易，部分现货试点地区已引入电力用户参与电力现货市场。

►辅助服务交易：具备较好调节能力的用户侧主体还可参与辅助服务交易，为系统提供调峰、调频等服务并获取相应的补偿。

►更多交易品种：随市场建设发展和政策变化，探索参与容量市场、电力金融交易等。

随着市场交易电量增加，建议企业主动适应电力市场化改革，培育市场交易的专业机构和人才队伍，不断增强参与市场交易能力；增强对电力供需形势、市场价格走势等方面研究和分析，加强报价方案、交易策略等研究。

随着能源清洁低碳转型的深入推进，建议企业通过参与绿色电力交易、购买绿色电力证书等方式积极消纳可再生能源，提升产品的环保属性和市场价值，增强产品竞争力。

2024 SMM电工材料产业年会

暨导体线缆工业展览会

【时间】10月31日至11月1日

【地点】江苏·常州星河万丽酒店