公用事业行业电力市场化改革全景图:寻找系统成本最优解.pdf

2024-07-10 20:36
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电力市场化改革全景图----寻找系统成本最优解吴杰(公用事业首席分析师)SACS0850515120001傅逸帆(公用事业高级分析师)SACS0850519100001阎石(公用事业联系人)胡鸿程(公用事业联系人)2024年7月10日证券研究报告(优于大市,维持)本篇报告中,我们将着力回答以下几个问题(1)从能源保供过渡到新型电力系统发展下的成本最优,140万亿的碳中和投资怎么投(2)现货市场为什么重要:电力现货市场如何运行,现货对不同省份、不同电源的影响几何,现货如何指导电力投资(3)改革对火水核风光的影响及投资建议章节目录1.电力产业链全景图2.电改核心政策和当前使命3.信号灯----价格机制的形成4.市场的三维展开:容量市场、辅助服务、碳市场5.电源价值的立体体现:各美其美,美美与共目录请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明2请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明一、电力产业链全景图3请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明(准许收益)1.电力产业链及价格构成4上网电价输配电价系统运行费用政府性基金及附加税费终端电价抽水蓄能容量电费辅助服务费用煤电容量电费++++=+(政府)(市场化形成)(抽蓄电站收入)(煤电厂收入)(电网代收上交财政)(按峰谷电价规则浮动)上网电价输配电价-(发电厂收入)(电网收入)线损费用政府性基金及附加线损费用+税费(政府)终端电价=(用户电费)(电网代收上交财政)1.2终端电价前后对比:顺价完善,减少阻塞环节--发电输电变电配电售电火电、水电、核电等主干高压及特高压网城市配网、农村配网独立发电商电网公司一次能源企业居民售电业务逐步市场化各地供电公司独立售电公司1.1电力产业链构成代理购电电价在:0.44-0.52元/度之间,占比61-73%上网环节线损电价:0.01-0.02元/度,占比2%-3%系统运行费折价:0.02-0.06元/度之间,占比3%-9%输配电价:0.13-0.20元/度之间,占比18%-26%政府基金及附加:0.03元/度左右,占比4%非分时度电合计:0.688元/度注:各环节电价以江苏、上海、浙江、广东2024年3月两部制大工业1-10千伏电价为例,各省略有不同资料来源:发改委,新能源定参公众号,中国政府网,海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明二、电改核心政策和当前使命56表:电力市场化改革重点政策整理时间相关机构政策/报告内容2021年7月发改委优化峰谷电价,建立尖峰电价,健全季节性电价机制和丰枯电价,明确分时电价机制执行范围;加强与电力市场衔接,未健全电价地区按峰谷时段及浮动比例执行。2021年10月国常会将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%,调整为原则上均不超过20%,高耗能行业不受上浮20%的限制;有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场。2021年10月发改委有序放开全部燃煤发电电量上网电价,推动工商业用户都进入市场,全面推进电力市场建设,避免不合理行政干预。2022年1月发改委《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出,到2025年,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,电力资源在全国范围内得到进一步优化配臵。2023年7月发改委明确绿证适用范围;规定能源局负责绿证核发和管理,对符合条件的可再生能源实现绿证核发全覆盖;表明绿证依托中国绿色电力证书交易平台,规定相关交易规则和收益归属;推进绿证应用、鼓励绿电消费。2023年9月发改委能源局明确电力现货市场建设路径,包括模拟试运行、结算试运行和正式运行的各个阶段。规范电力现货市场机制设计,如市场准入、交易品种、交易时序等。2023年11月发改委能源局建立煤电容量电价机制,对煤电实行两部制电价政策,容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定,用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准,为每年每千瓦330元。2024年2月发改委能源局按照“谁服务、谁获利,谁受益、谁承担”的总体原则,不断完善辅助服务价格形成机制,充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则,合理确定调峰服务价格上限。资料来源:中国政府网,发改委,能源局,财政部,新华社,海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明2.1健全多层次统一电力市场体系请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明电价机制促进新能源发展:发改委、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出,到2025年,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配臵和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,新能源全面参与市场交易。发改委在政策解读中提出:(1)为充分消纳清洁能源发电量,必须依托大电网、构建大市场,统筹利用全网调节资源、深度挖掘消纳空间。(2)新型电力系统下电力向低边际成本、高系统成本发展,电能量属性难以全面反映其真实价值,需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的交易品种,通过辅助服务市场、容量成本回收机制等补偿灵活调节资源收入,激发市场主体活力。电力行业定位的转变:能源局《新型电力系统发展蓝皮书》提出,电力系统功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变。需求侧发力促进清洁能源消纳:国务院《2024—2025年节能降碳行动方案》提出,2024年,单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右,规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右,非化石能源消费占比达到18.9%左右。2025年,非化石能源消费占比达到20%左右。2.1核心政策梳理7资料来源:发改委,能源局,中国政府网,海通证券研究所要素第二监管周期(2020年1月1日起执行)第三监管周期(2023年6月1日起执行)核心变化用电分类用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电四类用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类简化用户分类,推动工商业同价,不再区分大工业用电和一般工商业用电价格形式一般工商业及其他用户执行单一制电价,大工业用户实行两部制电价原则上按用电容量不同确定执行单一制电价或两部制电价不同电压等级电价更好反映了供电成本差异,缩窄交叉补贴;促进电网形态向“大小网”兼容互补发展价格组成参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。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(包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等)、政府性基金及附加组成。网损、系统运行费用单列,清晰反映各环节真实成本,为系统运行费用疏导创造空间,进一步强化电网准许收入监管输配电价核定工商业目录销售电价和输配电价并存的“双轨制”时期,输配电价通过对标电网购销价差确定涨(降)价金额后调整现行输配电价表核定在2021年国家全面取消工商业目录销售电价背景下,第三监管周期真正按照“准许成本+合理收益”原则核定输配

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