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2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势2024.5rmi.org/42024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势目录引言601二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态902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 1603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2304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 2605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3106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3507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3708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4109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4410绿电与绿证市场持续扩容，短期内供需关系较为宽松 47参考文献51rmi.org/52024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表目录图表1 工商业用户电价组成和近期重要进展 .7图表2 面向市场参与者的十大趋势汇总.8图表3 全国各地区现货市场的建设进度（截止2024年1月）.9图表4 2023年度层面关键现货价格数据一览.10图表5 2023年山西、山东、广东现货日前市场分时段均价图(虚线为年平均值).11图表6 2023年山西、山东现货日前和实时市场分时段均价与实时平均竞价空间图.12图表7 电能量批发市场的两种结算方式简化示意图.14图表8 部分省份工商业分时电价时段划分及浮动比例.17图表9 山东省2023年和2024年分时电价时段划分及2023年现货价格.19图表10 甘肃省分时电价时段划分及浮动比例.20图表11 2023年甘肃-河东现货交易分时均价.20图表12 现货试点省份分时电价浮动基数的组成.21图表13 2024年山东零售套餐分时电价的时段和时长约束.22图表14 2024年山东零售套餐分时电价浮动系数约束.22图表15 广东电力市场售电公司市场占有情况.25图表16 广东电力市场售电公司售电价格和度电收益情况.25图表17 第二、第三监管周期各省级电网需量电价比容量电价系数汇总.27图表18 部分省份容量电价电压等级价差汇总.28图表19 抽水蓄能电站装机容量及容量电价汇总.29图表20 第三监管周期内各省市抽蓄年度容量电费汇总（单位：亿元）.29图表21 部分省份月度工商业用电量与抽蓄容量电费关系图 .30图表22 各省煤电容量电价和容量电费折价.32图表23 各省容量电费折价、容量电费折价占比、可再生能源消纳责任权重、火电发电量占比、火电利用小时数分布示意图.33图表24 蒙西、新疆和宁夏电网风电和光伏优先发电量利用小时.38图表25 云南省全容量并网新能源项目执行燃煤发电基准价的电量比例.39图表26 2024年青海和宁夏发电项目价格峰谷浮动比例.39图表27 各地新能源参与电力现货市场对比.40图表28 2023年光伏发电建设情况.41图表29 2021-2023年全国绿电绿证交易量.47图表30 广东省2022-2024年度交易均价对比.49图表31 2024年部分省份对环境价值的限值设定.49图表32 浙江省光伏风电装机容量占比（截止2023年底）.50rmi.org/62024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势引言2015年启动的新一轮电力体制改革已经走过了九个年头。2020年以来，随着“碳达峰、碳中和”和“构建新型电力系统”等目标的提出，电力市场体系建设也被赋予了支持新能源加速发展、推动电力系统低碳转型、支撑新型电力系统构建的新任务。过去一年，电力市场化改革全面推进，电力价格体系得到细化和完善，电力的商品属性进一步还原。在全国层面，输配电价、电力现货市场、容量电价、辅助服务市场等各方面的政策或规则均在近一年内完成了重要更新，深刻影响了工商业电力价格组成和价格形成模式（图表1），逐步搭建起面向新型电力系统构建和高比例可再生能源接入的市场体制和价格体系。工商业电力价格顺价模式进一步细化和完善。2023年5月，国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 确定了“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成”的新模式。与以往相比，线损费用和系统运行费用从输配电价中分拆，在工商业电费账单中实现单列，用户通过账单可更清晰直观地了解供电各环节的成本和价值。电力现货市场建设全面提速，现货市场发现电能量价格的功能进一步强化。2023年9月，首个全国层面的电力现货市场规则文件电力现货市场基本规则（试行）印发。这一文件规范了各现货市场试运行地区的市场建设路径、规则设计、运营要求，为各地设计和修改现货市场交易细则划定了统一标准，促进电力现货市场更好地发挥发现电能量价格的功能。2023年12月，经过五年的试运行，山西和广东电力现货市场率先转入正式运行，开启了全国电力现货市场建设运行的新篇章。煤电容量电价机制建立，探索面向能源转型的价格体系。2023年11月，煤电容量电价机制建立，自2024年起，煤电机组收益由单一电量电价转变为“电量电价+容量电价”的两部制机制，适应并进一步推动煤电功能由提供电能量向提供支撑调节能力转型。建立健全辅助服务市场价格机制，提升电力系统调节能力。2024年2月，国家发展改革委和国家能源局就建立健全电力辅助服务市场价格机制发布通知，规范全国各省和区域辅助服务市场的服务品种设置、交易机制设计和价格上限设定，明确各地辅助服务费用的传导机制，促进电能量市场与辅助服务市场的统筹衔接，以适应新型电力系统发展需要。落基山研究所一直以来深入跟踪和助力电力市场化改革进程。以往的研究中，我们重点以市场设计为关注点，分析和讨论“电力市场如何建设”的问题。从去年起，我们以 2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势 为始，推出面向市场主体的年度报告，力图为发用电主体提供兼具深度和广度的阶段性洞察。今年，我们在上一年度报告的基础上，系统性回顾过去一年电力市场建设和电价体系构建的重要进展和交易动态，并基于现有观察展望了未来1-3年的市场化发展趋势；同时，在以往按市场组成分章节讨论的基础上，今年我们还增加了针对特定市场主体和特定交易类型的章节（图表2）。对于2015年-2022年电力体制改革和电力价格体系的背景内容，有需要的读者可以参考2023年报告中的相应内容。在加快构建新型电力系统和建设全国统一电力市场体系的大背景下，我们希望本报告可以帮助市场参与者更好地理解当前和未来的电力价格体系，洞悉市场发展趋势，并提升参与电力市场交易的能力。rmi.org/72024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表1 工商业用户电价组成和近期重要进展来源:落基山研究所整理形成方式电价组成重要进展发电侧与用电侧通过市场交易形成，市场化用户直接或通过售电公司购电，非市场化用户通过电网公司代理购电政府发布上网环节综合线损率政府核定，含对居民和农业用户的基期交叉补贴政府核定或基于市场交易形成，根据总费用进行折价分摊政府核定依据上述各部分价格确定上网电价+线损费用输配电价政府性基金及附加系统运行费用抽水蓄能容量费用+煤电容量费用+辅助服务费用+.=销售电价 2023.9 电力现货市场基本规则（试行）印发，2023年10月15日起执行。2023.12 山西、广东电力现货市场转入正式运行。2023.8 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）发布，交易价格中分别明确电能量价格和绿电环境价值，2023年8月9日起执行。2023.5 关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 印发，线损费用以综合线损率形式单列，2023年6月1日起执行。2023.5 关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 印发，按电压等级核定输配电价，2023年6月1日起执行。2023.5 关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知 印发，以一厂一价的形式核定容量费用，由工商业用户分摊，2023年6月1日起执行。2023.11 关于建立煤电容量电价机制的通知 印发，按省区设置煤电容量电价，费用由工商业用户分摊，2024年1月1日起执行。2024.2 关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知 印发，规范现货市场建设的不同阶段内，调峰、调频、备用市场的交易规则、价格上限、分摊方式，现货市场未连续运行区域，原则上不向用户侧疏导，2024年3月1日起执行。rmi.org/82024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表2 面向市场参与者的十大趋势汇总按市场或价格组成电能量01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态02 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03 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输配电04 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容量05 煤电容量电价机制出台，重构发用电双方电费结构，支撑煤电角色转型辅助服务06 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按市场主体或交易类型集中式新能源07 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分布式新能源08 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独立储能09 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绿电交易10 绿电与绿证市场持续扩容，短期内供需关系较为宽松rmi.org/92024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势01二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态2023年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发 电力现货市场基本规则（试行）1(以下简称 基本规则)，首次从国家层面出台统一规则指导各地区现货市场建设，标志着我国电力现货市场建设从试点探索迈向全面建设的新阶段。10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布 关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知2（以下简称“813号文”），提出“进一步明确现货市场建设要求”、“进一步扩大经营主体范围”、“统筹做好各类市场机制衔接”等方向。在基本规则和“813号文”出台后，全国现货市场建设全面加速。图表3总结了截止到2024年1月的全国各地区、各层级现货市场的建设进度。省级现货市场层面，山西、广东现货市场已于2023年底由试运行转正式运行，在此之前，两省现货市场均已连续结算试运行两年以上；山东、甘肃、蒙西现货市场均已连续结算试运行一年以上。区域和全国现货市场层面，国网省间现货市场自2022年7月1日起开始连续结算试运行；2023年12月15日，南方区域首次实现覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的全区域电力现货市场结算试运行，是我国进展最快的区域级电力市场。展望2024年，考虑到建设进度和实际运行情况，山东现货市场有望进一步转正，江苏、江西、河北南网、湖北等省份现货市场有望率先转为连续结算试运行，南方区域电力现货市场将开展不同周期的结算试运行。图表3 全国各地区现货市场的建设进度（截止2024年1月）来源：各省市和区域电力交易中心，落基山研究所整理注1：现货市场建设一般历经六个阶段：模拟试运行、调电试运行、短周期结算试运行（一般一周及以内）、长周期结算试运行（一般两周到一个月）、不间断结算试运行（一般一年以上）、正式运行等六个阶段注2：示例中蓝色为省级层面现货市场，红色为区域及全国层面现货市场，部分地区现货市场未纳入考虑注3：与其他现货市场设计不同，四川电力现货市场设计了丰水期“水电现货”和平枯水期“火电现货”，两种现货模式均已实现长周期结算试运行。模拟试运行吉林青海湖南新疆上海河南宁夏重庆陕西江西南方区域福建四川浙江江苏辽宁河北南网安徽湖北山东甘肃蒙西省间现货山西广东调电试运行短周期结算试运行长周期结算试运行连续结算试运行正式运行rmi.org/102024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势六省区现货市场实现全年连续结算运行，现货价格和竞价空间高度正相关2023年，山西、广东、山东、甘肃、蒙西和省间现货市场均成功实现了全年连续结算，现货价格较2022年整体下探。图表4展示了年度层面关键现货价格数据。从整体水平来看，伴随着动力煤价格下调，除蒙西外各省现货年均价较2022年都有所下降，下降幅度从-3.7%到-23.7%不等。蒙西受到中长期市场价格较低、发电侧希望在现货市场回收成本等因素影响，现货均价较2022年上涨2倍以上，但由于用户侧风险防范补偿机制的存在，最终结算价格仍会维持在中长期合约均价的一定范围内。省间方面，国网省间电力现货市场申报价格上限由2022年的10元/千瓦时调整至3元/千瓦时，送电方节点日均结算价格上限设置为15元/千瓦时3，以降低极端情况下电力受端省份的用户分摊压力。同时，由于2023年全国供需总体平衡，尤其迎峰度夏期间降水形势好转、水电发电同比增加，国网省间现货均价较2022年显著下降43.1%。图表42023年度层面关键现货价格数据一览来源：兰木达电力现货，落基山研究所具体到日内层面，各省现货价格峰谷形态和新能源渗透率高度相关。如图表5所示，山西和山东现货价格均呈现“早晚双峰、中午低谷”的形态，早高峰出现在日出前的6-9点，价格更高的晚高峰出现在日落前后的17-19点，而在此之间的现货价格均显著低于全年平均值，最低值出现在光伏出力最高的12-14点。相比之下，广东的最低值出现在负荷较低的凌晨4-6点，虽然中午12-13点也明显出现低谷，但除此之外白天的电价仍保持在年平均值之上。这一现象与光伏渗透率相关：2023年广东省光伏电量占比仅为3.1%，而山西、山东分别为是6.2%和9.7%。三省比较下，山东的光伏渗透率最高，也导致深谷幅度最大，深谷均价系数（最低时段均价：年平均值）低至0.5，峰谷均价比（最高时段均价：最低时段均价）高至2.7（分季节分时段均价与分时电价政策的相关性详见第2条）。伴随着光伏装机继续保持高速增长，白天时段的现货价格将进一步下探。山西广东山东甘肃-河东甘肃-河西蒙西-呼包东蒙西-呼包西国网省间003473533072802822824433321,5001,4431,3006506501,5001,5001,5001,7151,4001,6001,5001,8001,7001,9005,2001,9911,9675,1805,1803,0006506503673403074454513603893944283666206426324535630-1-100404000040400018-1001005003002006004000-97年均价年时点最低价格年时点最高价格燃煤发电基准价出清/申报价格上限（取高）出清/申报价格下限（取低）2022年均价rmi.org/112024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表5 2023年山西、山东、广东现货日前市场分时段均价图(虚线为年平均值)来源：电查查电力数据，落基山研究所进一步探讨影响现货价格变动的因素，数据显示现货价格和竞价空间存在高度正相关性（图表6）。与日前价格相比，实时价格峰谷形态相近但普遍价格更高。实时价格曲线和实时竞价空间曲线形态呈现出高度的一致性，这符合现货市场的设计理论。当用户侧负荷较低或者发电侧优先出清（如联络线）和零边际成本（如新能源）的机组出力较高时，竞价空间则较低，由于目前用电侧“报量不报价”，竞价空间则决定了其他发电机组（主要为火电）的报价博弈空间，报价较低的机组会被优先出清，则现货市场边际出清价格也会随之降低，反之则升高。50045040035030025020015010050000:0012:0002:0014:0004:0016:0006:0018:0008:0020:0010:0022:0024:00交易时段现货价格 元/MWh山西日前价格山东日前价格广东日前价格rmi.org/122024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表6 2023年山西、山东现货日前和实时市场分时段均价与实时平均竞价空间图来源：电查查电力数据，落基山研究所注：本文中竞价空间近似定义为“竞价空间=直调负荷-联络线负荷-风电出力-光伏出力”。60055050045040035030025020015032,00030,00028,00026,00024,00022,00044,00042,00040,00038,00036,00034,00032,00030,00028,000现货价格 元/MWh现货价格 元/MWh竞价空间 MWh竞价空间 MWh60055050045040035030025020015000:0000:0012:0012:0002:0002:0014:0014:0004:0004:0016:0016:0006:0006:0018:0018:0008:0008:0020:0020:0010:0010:0022:0022:0024:0024:00山西日前价格实时价格实时竞价空间（右轴）山东日前价格实时价格实时竞价空间（右轴）rmi.org/132024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势更大比例新能源、更多元新型主体将参与现货市场，“发用双侧报量报价”将进一步试点推广在经营主体范围扩大方面，集中式新能源、独立储能、虚拟电厂、核电等市场主体参与现货市场均有一定进展。在连续结算试运行的省份中，蒙西、甘肃两地区新能源发电量占比较高（超过 20%4），基本上除扶贫光伏、分布式光伏外，新能源发电机组全电量参与中长期市场与现货市场；而山东、山西入市采用自愿原则，入市的新能源全电量参与现货市场，山东未入市的新能源电站实际出力的 10%（2023 年标准）也要按照现货价格结算；广东要求省内 220 千伏及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业全部参与现货市场交易（新能源入市详见第7 条）。储能方面，自 2022 年 2 月山东首批独立储能电站以“报量不报价”方式参与现货交易后，独立储能已陆续在各现货试点省份参与现货市场及调频等辅助服务市场。2023 年，山西、广东成功试点独立储能以“报量报价”方式参与现货，山西允许独立储能按月自主选择以“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场5，山东2024 年初发布的山东电力市场规则(试行)(征求意见稿)要求独立储能由“报量不报价”变为“报量报价”参与市场6（独立储能入市详见第 9 条）。此外，虚拟电厂及核电参与现货方面也在山西、山东等地有所突破（见专栏 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电量参与现货市场，独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体“报量报价”参与现货市场会得到进一步推广；2024 年有望在山东等分布式新能源装机占比较高的省份率先试点分布式新能源上网电量部分参与现货交易。专栏1市场动态案例分享1山西虚拟电厂参与现货市场：在山西现货市场中，虚拟电厂以“报量报价”方式参与，每日各交易时段分别申报用电负荷上、下限以及递减的3-10段量价曲线，按照“负发电”模式参与现货市场出清7。同时按照虚拟电厂调节能力，山西适当放宽了其中长期交易成交量约束和金融套利约束。2023年8月1日，山西风行虚拟电厂正式入市，其聚合了建材、铸造、钢铁、商业楼宇、分布式光伏、储能、充电桩等资源，当日累计申报负荷1.5万千瓦、7个小时，预计通过负荷调节共减少用电量18,000千瓦时、可获利7,500元，该红利会传导到其代理的零售用户8。2山东核电参与现货市场：自2023年11月起，山东海阳核电1、2号机组，装机容量共计250万千瓦，通过保留优先发电量、全电量报量报价方式参与电力现货市场9。这意味着除事前给定、分月调整的优先消纳电量部分仍按照政府批复价格结算，其余电量部分将参与电力市场。根据2024年1月发布的山东电力市场规则(试行)(征求意见稿)，全部核电机组按自愿原则参与电能量市场，在满足低功率运行深度、调节速度、准备时间等安全条件基础上，以报量报价方式全电量参与日前现货市场出清，其中具备日内调节能力的核电机组可以参与日内和实时市场交易。用户侧参与上，除了已实行“发用双侧报量报价”的甘肃电力市场外，“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”为现行的主流模式。广东在2024年1月发布的关于2024年电力市场交易有关事项的通知中指出，计划开展现货市场双边报量报价试点交易，允许批发用户和具备条件的售电公司自愿选择报量报价参与日前电能量市场出清10。山东在2024年1月发布的山东电力市场规则(试行)(征求意见稿)中也指出，具备条件时，采取“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式。伴随着各地区现货市场试运行的不断成熟及正式运行，“发用双侧报量报价”将进一步试点推广6。这不仅将对售电公司（或直接参与市场的批发用户）提出更高的交易能力要求，还意味着对于用户侧而言，现货市场的结算价格有望从虚拟的“统一结算点”价格细化为基于用户物理位置的“节点/分区”价格。rmi.org/142024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势专栏2中长期交易与现货交易的结算衔接方式实现统一，发电侧结算全电量反映阻塞和空间价值在电能量批发市场结算方面，基本规则给出了“差价结算”和“偏差结算”两种设计方式（见图表 7），目前蒙西电力市场采用前者，其余省份多采用后者11。基本规则修正了前期现货试点中两种结算方式导致的不同，为方式二增加了“第二步”以结算因输电阻塞导致的所在节点和中长期参考结算点的空间价值差。因此两种方式实现等效，对于发电方而言，全电量都会承担因所在节点阻塞而导致的节点电价低于全省均价的风险（反之部分节点电价高于全省均价会带来超额收益）。伴随着现货市场逐步成熟，未来如果用户侧也采用节点/分区现货价格、允许发用双方自行选择结算参考点，用户侧也将受到因线路阻塞导致的现货节点电价不同的影响。图表7 电能量批发市场的两种结算方式简化示意图 来源：落基山研究所注：现阶段，由于用户侧“报量不报价”、发用双方暂无法自行选择结算参考点，各地电力市场均为用户侧定义了虚拟的“统一结算点”现货价格作为其所在“节点/分区”现货价格，而发电侧是一般基于真实的物理位置确定的节点/分区现货价格。同时各地电力市场为发用双方定义了中长期交易“结算参考点”以结算中长期和现货交易的差价/偏差部分。中长期合同电量其余电量中长期合同电量其余电量第一步：按所在节点/分区现货价格全电量结算 第二步：中长期合同电量再按中长期合同价格与中长期结算参考点现货价格的差价结算第一步：中长期合同电量先按中长期合同价格结算第二步：再结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值 第三步：以节点/分区现货价格结算实际电量与中长期合同电量偏差 方式一“差价结算”：方式二“偏差结算”：rmi.org/152024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势各层级现货市场和各类型电力市场衔接将更加紧密在各层级电力市场衔接上，国家电网区域和南方电网区域采取了不同的设计思路。南方区域电力现货市场结算试运行期间，五省区按区域现货出清结果执行、按区域出清价格结算，广东现货市场出清结果仅作为备用。这体现了南方区域和各省内现货市场“全电量集中竞争、统一出清”的设计思路，有助于实现电力资源在全区域的最优化配置。但在过渡阶段，南方区域电力现货市场第一次全域结算试运行实施方案引入了“省间利益平衡临时调整机制”，即在区域现货市场结算后，对省间送电费用进行事后调节，减少出现省间利益较现行机制调整过大的风险12。相比之下，国网省间电力现货和各省内现货市场是互补关系，目的是利用省间通道剩余输电能力、匹配电力富余和短缺省份的互济需求，为“两级出清”模式，即省间现货交易结果作为开展省内现货市场出清的边界条件。在各类电力市场交易品种衔接方面，伴随着部分省份（区）现货市场的不间断运行，现货市场发现电力价格的能力愈发被市场参与方认可并作为中长期交易的价格锚点。“813号文”明确在现货市场连续运行地区，中长期交易需连续运营，实现执行日前七日（D-7日）至执行日前两日（D-2日）连续不间断交易；调频辅助费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种“成熟一个、疏导一个”；各地现货市场出清价格上限设置应与需求侧响应价格相衔接。从报价策略角度分析，年度中长期交易的买卖双方不仅会考虑动力煤价格水平，还会考虑近期现货市场的价格水平。例如在广东省，2022年动力煤价格处于高位、现货均价达到562.9元/MWh，这也导致2023年年度长协平均价格为553.9元/MWh13，基本达到煤电基准价的20%上浮上限。但是相比较而言，广东2023年全年现货均价仅为443.1元/MWh，显著低于年度长协均价。2024年度交易开展前的11月现货（实时价格）均价为469.5元/MWh，对之对应，12月开展的2024年年度长协交易均价下降到465.6元/MWh14，仅较煤电基准价上浮不到1%。在月度和月内中长期交易阶段，上月和当月现货价格水平对中长期价格的传导效应预计会更加突出。rmi.org/162024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势02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15。分时电价政策决定电网代理购电分时电价、间接影响中长期交易的分时结算价格i，并进一步影响零售市场分时价格的形成。目前33个省级电网均已颁布工商业分时电价政策，并有16个省网在近一年内完成了动态调整，动态调整的主要方面包括：调整尖峰时段划分：增加尖峰时段时长(见图表8.a)。例如，山东本年度动态调整过程中尖峰时段增加184小时、深谷时段增加62小时，高峰时段减少182小时，低谷时段减少180小时；安徽针对315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户尖峰时段新增248小时。调整时段划分精度：提高时段精度，分时时段含05小时节点(见图表8.b）。如辽宁省早高峰时段为7:30-10:30，午间高峰时段为11:30-12:00。含辽宁省在内，目前已有6个地区时段划分精度提升到了0.5小时。探索节假日深谷政策：在重大节假日期间引入午间深谷电价政策(见图表8.c）。浙江和江苏率先在春节、劳动节、国庆节三个重大节假日期间执行深谷电价政策，浙江深谷电价时段设置在10:00-14:00，涵盖原高峰、尖峰、低谷、平时段；江苏深谷电价时段设置在11:00-15:00，涵盖原平时段。重大节假日期间往往伴随电力负荷下降，设置深谷时段有利于更具针对性的识别和体现系统实际供需状况，引导用户填谷。统一分时浮动方式：在全国范围内统一了峰谷时段的电价计算方式，即在平时段电价的基础上按时段系数浮动(见图表8.d)。浙江省在2024年1月动态调整的分时电价政策中，明确了大工业用户不同时段的浮动比例，不再以加减固定度电价格的方式确定峰谷电价。浙江动态调整完成后，按浮动比例确定峰谷电价的方式在全国范围内得到统一。分时电价更灵活的时段划分：如广西省，在迎峰度夏和迎峰度冬期间，电网公司可结合电力供需等情况，在报备和公示后，对用电电压等级在35千伏及以上规定执行范围内电力用户的时段划分进行灵活调整。i中长期合同未形成分时价格时，各时段结算价格在交易价格的基础上按照分时电价划分的时段和浮动比例执行；申报用电曲线、逐时段交易时，分时电价政策指导形成各时段报价的上下限，如山西省中长期分时段交易中，各个时段报价最高上限原则上不高于燃煤发电基准价*（1+20%）*（1+该时段分时电价政策浮动比例）*（1+20%），最低下限原则上不低于燃煤发电基准价*（1-20%）*（1-该时段分时电价政策浮动比例）*（1-20%），从而间接影响中长期分时结算价格rmi.org/172024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势图表8 部分省份工商业分时电价时段划分及浮动比例省份政策文件季节/月份用户0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-11 11-12 12-1313-1414-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24（a）山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知（2024年1月1日起执行）冬季（1月、2月、12月）工商业用户10.30.10.3121.71春季（3-5月）工商业用户10.30.10.3121.71夏季（6-8月）工商业用户0.311.721秋季（9-11月）工商业用户10.30.10.311.721.71山东省发展和改革委员会关于进一步优化工商业分时电价政策的通知（2023年1月至12月执行）冬季（1月、12月）工商业用户10.30.10.321.71春季（2-5月）工商业用户10.30.10.311.721.71夏季（6-8月）工商业用户10.311.721秋季（9-11月）工商业用户10.30.10.311.721.71安徽省发展改革委安徽省能源局发布关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知（2024年4月起执行）7、8、9月100千伏安及以上工商业用户0.38211.8431、12月100千伏安及以上工商业用户0.38211.8430.382其他月份100千伏安及以上工商业用户0.3821.7411.7410.3827、8月315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户0.38211.8432.2121.8439月315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户0.38211.8431、12月315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户0.38211.8432.2121.8430.382其他月份315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户0.3821.7411.7410.382安徽省发展改革委关于完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（2022年3月至2024年3月执行）1，7，8，9月100千伏安及以上工商业用户0.41211.81311.81310.412其他月份100千伏安及以上工商业用户0.41211.7111.7110.412rmi.org/182024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势（b）辽宁省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知（2023年9月起执行）其余季节100千伏安及以上的工商业用户0.511.510.511.510.5夏季、冬季（1，7，8，12月）0.511.510.511.51.8751.510.5（c）江苏省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知(2023年7月起执行)所有月份单一制，315千伏安以下的大工业用用户和100千伏安及以上普通工业用户0.45181.671911.67191所有月份两部制，315千伏安以下的大工业用用户和100千伏安及以上普通工业用户0.41851.719611.71961夏季（7月-8月，日最高气温达到或超过35时）315千伏安及以上的大工业用户0.41851.719612.0635211.71962.06352 1.71961冬季（12月至次年一月，最低气温达到或低于-3时）315千伏安及以上的大工业用户0.41851.71962.0635211.71962.063521.71961重大节日（春节、“五一”国际劳动节、国庆节期间）315千伏安及以上的大工业用户0.65608(d)浙江省发展改革委关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（2024年3月起执行）春秋季（2-6月，9-11月）大工业用户0.41.650.41.651夏冬季（1、7、8、12月）大工业用户0.381.651.980.3811.981.651重大节假日（春节、劳动节、国庆节）大工业用户0.2春秋季（2-6月，9-11月）一般工商业用户0.451.50.451.51夏冬季（1、7、8、12月）一般工商业用户0.381.51.650.3811.651.51重大节假日（春节、劳动节、国庆节）一般工商业用户0.2浙江省发展改革委关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知（2021年10月起执行）夏季（7-8月）、冬季（1月、12月）大工业用户其他季节大工业用户所有月份一般工商业用户深谷低谷 平时段 高峰尖峰来源：各省发展和改革委员会，落基山研究所接上表rmi.org/192024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势季节执行年份月份0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24冬季202412月，1月，2月202312月，1月春季20243月，4月，5月20232月，3月，4月，5月夏季20246月，7月，8月20236月，7月，8月秋季20249月，10月，11月20239月，10月，11月深谷低谷 平时段 高峰尖峰2023年各季节典型月现货日前分时均价分时电价的动态调整及时反映了现货价格波动的发展趋势在现货市场长周期连续（试）运行的省份，现货交易价格在日内的波动情况已成为新一年度分时电价动态调整的重要参考。现货市场发现的分时电能量价格信号，通过分时电价政策的动态调整机制传导到分时电价政策中，进而更准确地指导用户调整用电行为。以山东为例，如图表9所示，2024年分时电价在2023年基础上，调整了冬季、春季和夏季的峰谷时段，深谷与尖峰时段的调整清晰反映了现货市场价格曲线的年际变化：深谷调整方面，2024年冬季11:00-12:00时段由低谷调整为深谷，这与2023年冬季现货价格的日内波动情况及其相对上年的变化趋势一致。2023年1月现货市场中，11:00-12:00时段现货平均价格相比10:00-11:00时段下降14%，该时段内现货价格处于日内价格低点，为1月平均价格的0.56倍（现货1月各时段平均价格最低值为月平均价格的0.4倍）。而2022年同期同时段现货市场平均价格为月均价的0.77倍，2023年与2022年相比，该时段价格在均价基础上的下浮更为显著，分时电价新增本时段为深谷时段及时反映了这一变化。尖峰调整方面，2024年春夏季17:00-18:00时段由高峰调整为尖峰。以夏季17:00-18:00时段调整为例，2023年7月现货交易结果显示，17:00-18:00时段与16:00-17:00时段相比现货均价上浮9.7%，上浮后价格达到高位，该时段平均价格为日内各时段平均价格最高值的93%，处于尖峰电价区间。而2022年同期，这一比值为86%，2023年与2022年相比，该时段在均价基础上的上浮比例增加，分时电价政策将这一时段动态调整为尖峰时段，与该时段现货均价上行趋势一致。图表9 山东省2023年和2024年分时电价时段划分及2023年现货价格来源：山东省发展和改革委员会，电查查电力数据，落基山研究所注:2023年现货价格为各季节典型月现货价格，其中1月为冬季典型月，4月为春季典型月，7月为夏季典型月，10月为秋季典型月 rmi.org/202024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势但同时，在部分地区的特定时段，现货价格波动与分时电价浮动也可能表现出不一致的趋势。如图表9所示，山东夏季分时电价将0:00-6:00时段划分为低谷，但该时段各小时现货均价均高于划分为平时段的8:00-13:00。如图表10、图表11所示，甘肃现货分时价格有较强的季节性特征，但是分时电价政策中尚未体现出这一特点：2023年甘肃省河东现货市场中夏季（7-8月）峰价集中在午间（12