2024电力市场化改革与电价体系洞察.pdf

2024电力市场化改革与电价体系洞察.pdf
本报告深入分析了2024年中国电力市场化改革与电价体系的十大趋势,旨在为市场参与者提供兼具深度和广度的阶段性洞察,并提升参与电力市场交易的能力。 1. **电力现货市场建设全面提速,新能源出力塑造现货价格峰谷形态:** 二十三省启动电力现货市场试点,新能源高渗透率导致现货价格呈现“早晚双峰、中午低谷”的形态,峰谷价差与新能源渗透率高度相关。 2. **分时电价政策动态调整加快,现货价格对分时电价的指导作用凸显:** 分时电价机制通过引导用户削峰填谷,进而改善电力供需状况、促进新能源消纳,现货交易价格的日内波动情况已成为新一年度分时电价动态调整的重要参考。 3. **省级电力零售市场建设加强,用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势,批零价格有效传导是发展方向:** 工商业用户更多通过零售市场参与交易,售电公司提供更专业化、精细化的服务,批发市场价格波动将有效传导至终端用户。 4. **输配电价回归电网业务成本,线损费用和系统运行费用在电费中单列:** 输配电价核定更加透明,电力用户类别简化,并首次对容(需)量电价按电压分级核定,系统运行费用实现单列,抽水蓄能电站容量电价和成本回收机制得到明确。 5. **煤电容量电价机制出台,重构发用电双方电费结构,支撑煤电角色转型:** 煤电容量电价确保煤电资产的部分固定收益,适应煤电功能转型,但用户侧煤电容量电费分摊水平与发电侧容量电价定价水平相关,作用效果呈现两极分化。 6. **辅助服务市场价格机制得到规范,新能源和储能主体或需调整市场策略:** 调峰、调频、备用三种辅助服务的价格计算方式和价格上限得以明确,新能源分摊费用有望下降,储能在辅助服务市场中收益受限,应更积极参与现货市场。 7. **新能源市场化交易规模增加,“报量报价”电量继续走低,新能源项目收益在现有市场规则设计下有保障,但长期面临市场化程度更高的价格冲击:** 新能源市场化交易不断扩容,全额保障性收购制度的修订明确了新能源项目从计划机制到全面入市的过渡机制。 8. **分布式光伏超预期发展,投资主体需密切关注电网接入与上网价格政策变化:** 分布式光伏的快速发展深刻改变净负荷曲线,但同时也面临接入容量限制和峰谷电价调整等挑战。 9. **独立储能探索电力市场参与模式,电能量市场收益将愈发重要:** 各省区结合本地实际,探索独立储能电站参与电力市场的规则与模式,电能量市场收益更加重要,辅助服务和容量收益预期有不确定性。 10. **绿电与绿证市场持续扩容,短期内供需关系较为宽松:** 绿电和绿证市场保持快速扩容状态,绿证地位进一步提升,市场主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值,绿色电力交易整体价格短期内预计以稳中有降为主基调。
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