每日熱訊!全國統(tǒng)一電力市場加快建設(shè) 2023年能源低碳產(chǎn)業(yè)多鏈條將受益
30日召開的2023年全國能源工作會議，再度強調(diào)全力提升能源生產(chǎn)供應(yīng)保障能力，加快全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)。事實上，臨近歲末，國內(nèi)電力市場出現(xiàn)多項變化，都意味著全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)已進入深水區(qū)。
11月底，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》(下稱“《基本規(guī)則》”)、《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》，這是國家層面首次出臺電力現(xiàn)貨市場規(guī)則性文件。12月以來，上海、河南、江西等多地調(diào)整分時電價政策，擴大峰谷價差。而上述涉及電力現(xiàn)貨市場、分時電價機制等政策，將對煤電、儲能、虛擬電廠等多個能源產(chǎn)業(yè)條線的商業(yè)模式和盈利能力將帶來重要影響。
2022年1月，國家發(fā)改委和能源局聯(lián)合出臺了《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》。中國社會科學院財經(jīng)戰(zhàn)略研究院副研究員馮永晟表示，在雙碳目標的背景下，統(tǒng)一電力市場是支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)、支持新能源又好又快發(fā)展的重要機制，而其核心內(nèi)容是市場化及轉(zhuǎn)型，即在全國更大范圍內(nèi)還原電力的商品屬性，以及提升電力市場對高比例新能源的適應(yīng)性。
【資料圖】
分時電價峰谷差拉大利好煤電靈活性改造和儲能等鏈條
上海市發(fā)改委本月發(fā)布通知，進一步完善分時電價機制，部分用戶夏季和冬季高峰時段電價上浮80%，低谷時段電價下浮60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎(chǔ)上上浮25%。而山東省發(fā)改委近期通知顯示，高峰時段電價將上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%。此外，河南、江西、湖北等地近期也宣布了調(diào)整峰谷電價政策。國際能源網(wǎng)的統(tǒng)計顯示，已有23省市出臺完善分時電價機制相關(guān)政策27條，峰谷價差總體明顯擴大。
先見能源聯(lián)合創(chuàng)始人沈賢義指出，峰谷價差進一步拉大，一方面對用電行為的激勵作用將會更強。分時電價政策意在通過價格引導電力用戶的用電行為，從而提高電網(wǎng)的平均負載率。另一方面，峰谷價差擴大利好儲能等市場，在電源側(cè)，煤電靈活性改造、抽水蓄能電站等建設(shè)有望快速推進。
中金公司研報測算，基于700元/噸煤炭長協(xié)基準價及單位煤耗約300克/千瓦時，粗略測算火電單位燃料成本在0.267元/千瓦時，下水煤主要省份(江浙滬、廣東、福建)平均燃煤標桿電價在0.414元/千瓦時。若市場電可在基準價基礎(chǔ)上溢價銷售10%-20%，除稅后點火價差可修復到0.136-0.172元/千瓦時，可回升到甚至超過2019-2020年火電龍頭企業(yè)的邊際利潤貢獻水平。中金公司進一步指出，火電靈活性是當前最具備經(jīng)濟性、可規(guī)?；恼{(diào)峰能力，隨著電力市場體系不斷完善，未來火電的收益模式將從當前以電能量為主逐漸過渡至獲取電能量、輔助服務(wù)、容量服務(wù)三重收入。
沈賢義則向記者分析，若分時電價的價差夠大，低峰時段儲能、高峰時段放電就能形成盈利模式，從而進一步激勵儲能業(yè)務(wù)的發(fā)展。德邦證券研報也指出，儲能的盈利模式之一是通過峰谷價差實現(xiàn)套利，目前美國、澳大利亞、歐洲主要國家等均設(shè)有分時電價機制，峰谷價差比例也直接影響儲能的投資回報率。根據(jù)測算，當儲能單位造價水平為1800元/千瓦時之時，儲能峰谷價差需求在0.65-0.70元/千瓦時之間，上海、浙江、江蘇等省大工業(yè)峰谷價差水平已可滿足需求。隨著未來峰谷價差的逐步擴大，儲能將迎來更為有利的外部發(fā)展環(huán)境。
現(xiàn)貨市場加快試點將提升儲能、虛擬電廠業(yè)務(wù)盈利能力
國網(wǎng)能源研究院價格研究室主任張超指出，目錄分時電價嚴格來說仍屬政府定價范疇，無論執(zhí)行方式多么靈活，但仍然不由市場形成。“分時電價未來的發(fā)展方向，一定是以更健全的市場定價方式來更準確、及時地反映電力時間價值。”
這也正是電力現(xiàn)貨市場加快建設(shè)的出發(fā)點。2017年8月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，選擇南方(以廣東起步)、山西、四川、甘肅、蒙西等8個地區(qū)作為第一批試點，開啟我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)實踐。2021年，又新增上海、江蘇、安徽、遼寧等六省市為第二批電力現(xiàn)貨試點。
“試點地區(qū)有關(guān)方在一些重點共性問題上存在分歧?！敝须娐?lián)電力市場分會副秘書長周正道此前指出，有必要對現(xiàn)貨試點進行總結(jié)，市場主體則普遍希望國家層面出臺電力現(xiàn)貨市場的基本規(guī)則。這也正是11月底國家能源局有關(guān)電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則、監(jiān)管辦法出臺的背景。
數(shù)據(jù)顯示，我國電力市場交易電量規(guī)模正快速增長。今年前9月，全國市場交易電量3.89萬億千瓦時，占全社會用電量比重達到60%。周正道認為，2023年電力市場交易規(guī)模還會有小幅增長。現(xiàn)貨市場建設(shè)將進入快速發(fā)展階段，第三批試點要求在年底提交現(xiàn)貨市場建設(shè)方案，明年會有更多省市在國家規(guī)劃指引下，開啟電力現(xiàn)貨市場的探索。
在周正道看來，電力市場改革是虛擬電廠發(fā)展的基石。目前我國虛擬電廠收入來源主要為參與需求響應(yīng)獲得補貼，盈利模式較為單一，市場發(fā)展空間有限。《基本規(guī)則》通過鼓勵負荷聚合商、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨交易，將逐步推動虛擬電廠商業(yè)模式的探索，虛擬電廠運營商可逐步通過參與電能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場等多種方式獲取收益。
盈術(shù)華亮電力技術(shù)有限公司總經(jīng)理張驥則對記者表示，當前電力現(xiàn)貨市場價格波動較大，更有利于儲能的峰谷套利，且可以參加調(diào)頻輔助，擴大收益。但目前電力現(xiàn)貨市場市場出清價格上下限范圍有限，且要求高比例中長期電量，也在一定程度上限制了儲能的盈利空間。
容量電價等長效機制亟待推出
值得注意的是，此次出臺的《基本規(guī)則》明確提出構(gòu)建容量補償機制。文件指出，各地要按照國家總體部署，結(jié)合實際需求探索建立市場化容量補充機制，用于激勵各類電源投資建設(shè)，保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和電網(wǎng)運行安全。
中金公司研報認為，容量成本回收機制將保障傳統(tǒng)電源固定成本回收和長期電力供應(yīng)安全。此前山東省已制定容量補償價格0.0991元/kWh，廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局則于2020發(fā)布《廣東電力市場容量補償管理辦法(試行，征求意見稿)》。天風研究所環(huán)保公用團隊此前則指出，為保障電力系統(tǒng)容量充裕性及燃煤機組的合理收益，容量電價相關(guān)政策有望加速推進。未來或?qū)⒂懈嗍》莩雠_相關(guān)政策。
所謂容量補償機制，是對發(fā)電企業(yè)的裝機容量或可用容量進行直接補償以刺激發(fā)電投資的方法。華北電力大學袁家海教授向記者表示，我國未來建設(shè)容量機制的目的，主要是隨著可再生能源不斷增加，增加靈活性容量的價值，保障電力系統(tǒng)需要的調(diào)峰機組，能夠收回資本成本并獲得一定的收益。申萬宏源相關(guān)研報也指出，限煤價只能緩解一時之需，仍需要長效機制解決火電行業(yè)困局。申萬宏源認為，推進電力現(xiàn)貨市場改革、建立全國統(tǒng)一市場和容量電價將是未來改革的重點，預期政策層面將進一步轉(zhuǎn)變火電收益結(jié)構(gòu)，設(shè)置容量電價。
（文章來源：科創(chuàng)板日報）
標簽： 電力市場
