新型电力市场报告：电改深水区（29页）

电力市场的参与者和利益相关方，包括市场主体、市场运营机构和系统运行机构。批发市 场是指发电企业与中大型电力用户、售电公司直接交易，零售侧通常是售电公司从批发侧 获得大宗交易后再向中小型零售用户传导的市场（通常居民等参与批发侧议价能力较弱的 电力用户会通过零售侧间接参与市场）。从交易品种来说，中长期交易规避风险，现货市场 发现价格；美国市场 2017 年 CAISO 和 PJM 中长期合同交易的电量在总的负荷量中分别占 64%和 67%。更复杂一些，美国 PJM 交易标的物为分为电能、辅助服务、输电权和容量， 我们近期看到价格上涨较多的欧洲基荷电价期货都是在最基础的电力市场上发展出来的衍 生品。理论来说，居民用户的输配电价应高于工商业（居民/农业等低电压等级用户使用了更多的 电力系统设施，输配电损耗也更大，单体用电量更小），工商业用户因其用电量大、负荷稳 定可预测性高，在发电侧的议价能力也高于居民用户。但是，为减轻居民压力，我国实行 交叉补贴，由工商业用户补贴居民用户的电价。所以，当前用户侧尚未市场化的居民、农 业等非经营性电力用户参与市场的前提是取消交叉补贴，这就意味着涨价;或保留交叉补贴, 但是需要对交叉补贴的绝对值与分配方式予以明确规定。 发电侧：可再生能源入市，场外交易/衍生品等多层次电力市场需尽快建立 清洁能源中核电或率先全面入市，风光水电市场化程度仍较低。

发电侧火电已经原则上全 部进入市场,不管各地电力交易规则差异程度，火电电价的形成机制至少从形式上是由供需 双方确定的。其他的电源结构中，核电市场化比例已经达到 50%左右，在大部分省份市场 化交易与火电关联，我们判断大概率是清洁能源中率先全面入市的；而风/光/水市场化程度 较低（30%左右），一方面是考虑到边际成本趋近于零，和火电等同台竞价的话出清和结算 方案需要严格的设计；另一方面也是为了保护清洁能源，确保他们大部分以批复电价收回 初始成本，且在物理上做到尽可能少的“弃电”。新能源参与市场化时间表与路线图已明确。国家发改委、能源局出台的《关于加快建设全 国统一电力市场体系的指导意见》及国家发改委等七部门发布的《促进绿色消费实施方案》 明确了新能源市场化交易的时间表和路线图——到 2025 年，显著提高跨省跨区资源市场化 配置和绿色电力交易规模，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制； 到 2030 年，新能源全面参与市场交易。大多数人觉得可再生能源参与市场意味着不被保护 了，其实这是片面的看法；需要注意的是，新能源的价值包括电能价值和绿色价值两个部 分，可能会在不同的交易中体现。现货市场:可再生能源与火电/核电竞价,边际成本出清依然是大概率的交易规则,燃料成本 和电力供需决定可再生能源的度电收入,且这只意味着电能量价格。从成本上说，如今风光 逐渐走向平价，部分地方甚至是低价，边际成本大幅降低,进入市场后意味着发电权放开了， 更有利于消纳。需要注意的是,该出清价格只是电力提供能量的价格,与火电/核电等同质化, 额外的碳排放/补贴/绿证/辅助服务/容量等机制都应该有其他定价形式,不然可再生能源 和其他电源没有可比的基础。至于在交易机制的设计中,是把这些额外因素融入交易平台还 是独立结算,要设置包括价格在内的哪些边界条件,这些才是交易方案的难点。例如,一旦允 许负电价的出现,就必须放开可再生能源的弃电率考核。