全国统一电力市场加快建设 2023年能源低碳产业多链条将受益

　　30日召开的2023年全国能源工作会议，再度强调全力提升能源生产供应保障能力，加快全国统一电力市场体系建设。事实上，临近岁末，国内电力市场出现多项变化，都意味着全国统一电力市场建设已进入深水区。

　　11月底，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》(下称“《基本规则》”)、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》，这是国家层面首次出台电力现货市场规则性文件。12月以来，上海、河南、江西等多地调整分时电价政策，扩大峰谷价差。而上述涉及电力现货市场、分时电价机制等政策，将对煤电、储能、虚拟电厂等多个能源产业条线的商业模式和盈利能力将带来重要影响。

　　2022年1月，国家发改委和能源局联合出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示，在双碳目标的背景下，统一电力市场是支撑新型电力系统建设、支持新能源又好又快发展的重要机制，而其核心内容是市场化及转型，即在全国更大范围内还原电力的商品属性，以及提升电力市场对高比例新能源的适应性。

　　分时电价峰谷差拉大利好煤电灵活性改造和储能等链条

　　上海市发改委本月发布通知，进一步完善分时电价机制，部分用户夏季和冬季高峰时段电价上浮80%，低谷时段电价下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。而山东省发改委近期通知显示，高峰时段电价将上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%。此外，河南、江西、湖北等地近期也宣布了调整峰谷电价政策。国际能源网的统计显示，已有23省市出台完善分时电价机制相关政策27条，峰谷价差总体明显扩大。

　　先见能源联合创始人沈贤义指出，峰谷价差进一步拉大，一方面对用电行为的激励作用将会更强。分时电价政策意在通过价格引导电力用户的用电行为，从而提高电网的平均负载率。另一方面，峰谷价差扩大利好储能等市场，在电源侧，煤电灵活性改造、抽水蓄能电站等建设有望快速推进。

　　中金公司研报测算，基于700元/吨煤炭长协基准价及单位煤耗约300克/千瓦时，粗略测算火电单位燃料成本在0.267元/千瓦时，下水煤主要省份(江浙沪、广东、福建)平均燃煤标杆电价在0.414元/千瓦时。若市场电可在基准价基础上溢价销售10%-20%，除税后点火价差可修复到0.136-0.172元/千瓦时，可回升到甚至超过2019-2020年火电龙头企业的边际利润贡献水平。中金公司进一步指出，火电灵活性是当前最具备经济性、可规模化的调峰能力，随着电力市场体系不断完善，未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。

　　沈贤义则向记者分析，若分时电价的价差够大，低峰时段储能、高峰时段放电就能形成盈利模式，从而进一步激励储能业务的发展。德邦证券研报也指出，储能的盈利模式之一是通过峰谷价差实现套利，目前美国、澳大利亚、欧洲主要国家等均设有分时电价机制，峰谷价差比例也直接影响储能的投资回报率。根据测算，当储能单位造价水平为1800元/千瓦时之时，储能峰谷价差需求在0.65-0.70元/千瓦时之间，上海、浙江、江苏等省大工业峰谷价差水平已可满足需求。随着未来峰谷价差的逐步扩大，储能将迎来更为有利的外部发展环境。

　　现货市场加快试点将提升储能、虚拟电厂业务盈利能力

　　国网能源研究院价格研究室主任张超指出，目录分时电价严格来说仍属政府定价范畴，无论执行方式多么灵活，但仍然不由市场形成。“分时电价未来的发展方向，一定是以更健全的市场定价方式来更准确、及时地反映电力时间价值。”

　　这也正是电力现货市场加快建设的出发点。2017年8月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、山西、四川、甘肃、蒙西等8个地区作为第一批试点，开启我国电力现货市场建设实践。2021年，又新增上海、江苏、安徽、辽宁等六省市为第二批电力现货试点。

　　“试点地区有关方在一些重点共性问题上存在分歧。”中电联电力市场分会副秘书长周正道此前指出，有必要对现货试点进行总结，市场主体则普遍希望国家层面出台电力现货市场的基本规则。这也正是11月底国家能源局有关电力现货市场基本规则、监管办法出台的背景。

　　数据显示，我国电力市场交易电量规模正快速增长。今年前9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%。周正道认为，2023年电力市场交易规模还会有小幅增长。现货市场建设将进入快速发展阶段，第三批试点要求在年底提交现货市场建设方案，明年会有更多省市在国家规划指引下，开启电力现货市场的探索。