深度报告——电力中欧电力市场改革进程对比暨统一电力市场建设可能路径探析[T报ab告le_日R期an：k]2023年10月24日金晓首席分析师（能源与碳中和）[★Ta我bl国e_电Su力mm市a场ry]建设进度从业[Ta资bl格e_号An：alyFs3e0r0]5393我国的电力市场为输电侧统一管控，发电、配电和售电侧不同程度放开的架构，交易体系包含多主体、多品种、多周期，居民侧和农投资咨询号：Z0012069业侧由电网企业统销统购，工商业企业全部进入市场交易。Tel:8621-63325888-2483Email:xiao.jin@orientfutures.com★细分电力市场发展情况联系人：①中长期市场已普遍建立，但还需细化交易时段、加强市场衔接。②现货市场由试点向全国推广，价格机制仍需完善。③辅助服务市魏林峻电力与新能源助理分析师场中调峰作为主要过渡产品，费用需落实“谁受益、谁承担”。④从业资格号：F03111542能容量市场仍在探索阶段，亟需建立成本回收机制，绿电和外送电规Email:linjun.wei@orientfutures.com源模较大地区或有更强的市场建设驱动。⑤售电行业利润低于欧洲，与市场距离放开还很远，需通过电价形成合理的行业盈利空间。⑥省碳间市场以中长期交易为主，静候现货市场进一步耦合。⑦绿证供需中双侧均有较大拓展空间，国际和国内绿证有望实现互认。⑧绿电交相关报告和易持续扩容，但规模依旧偏小。⑨储能市场供需两旺，表前表后市场共振，但盈利机制还需完善。《欧洲电力市场供需结构和电价分析》★统一电力市场建设路径探析2023/05/25欧洲以建设互联电网、设立NEMO和RCC等区域性协调机构作为《供需由宽趋紧，暗水或涨新池》硬件支持，以CACM和FCA作为容量耦合的政策指引，以分区定2023/07/21价、PCR项目和X-BID作为市场机制来统一耦合电力市场。《新一轮欧盟电力市场改革的前因后果对我国的启示：①顶层政策起到至关重要的作用。②日前市场是统和未来影响》一现货市场的核心。③容量耦合机制是关键要素。④需真正落实各2023/10/19层次市场主体职能⑤合理的输配电价是跨区域交易的支撑。可能建设路径：参考欧洲，我国初期可尝试相对统一的耦合方式，并采用依靠若干区域性机构分散式调度。余量模式交易省内出清后的盈余电力，容量耦合模式仅耦合容量。考虑到我国国情，前者更适合亟需消纳新能源的地区，后者则适合先在区域性电力市场运作，两种模式并无孰优孰劣之分，均可逐步扩大耦合规模，待市场发展条件成熟之后再作价格上的统一。★风险提示：电力市场发展不及预期，政策面不及预期等。重要事项：本报告版权归上海东证期货有限公司所有。未获得东证期货书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。本报告的信息均来源于公开资料，我公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，报告中的信息或意见并不构成交易建议，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。有关分析师承诺，见本报告最后部分。并请阅读报告最后一页的免责声明。能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24目录前言.............................................................................................................................................................................................61、我国电力市场建设进度.......................................................................................................................................................61.1、我国电力市场建设历程.....................................................................................................................................................61.2、电力市场的参与主体.........................................................................................................................................................81.3、电力市场基本运行体系.....................................................................................................................................................92、细分电力市场发展情况.....................................................................................................................................................112.1、中长期市场：还需细化交易时段、加强市场衔接......................................................................................................112.2、现货市场：由试点向全国推广，价格机制仍需改善..................................................................................................122.3、辅助服务市场：费用的“谁受益、谁承担”需落到实处..........................................................................................152.4、容量市场：各机组和地区发展差异大，亟需统一政策指引......................................................................................172.5、售电市场：如何通过电价设置合理的售电盈利空间是建设的核心..........................................................................192.6、省间市场：中长期交易为主，静候现货市场耦合......................................................................................................222.7、绿电和绿证市场..............................................................................................................................................................232.7.1、绿证市场：供需两侧均待扩张，有望得到国际认可................................................................................................232.7.2、绿电市场：绿电交易持续扩容，但规模依旧偏小....................................................................................................282.8、储能市场：储能市场供需两旺，盈利机制仍需完善..................................................................................................333、我国多层次统一电力市场体系的建设路径探析.............................................................................................................393.1、中欧统一电力市场的建设背景......................................................................................................................................393.2、统一电力市场建设的现状与难题..................................................................................................................................403.3、欧洲统一电力市场的建设路径......................................................................................................................................413.3.1、不断演变整合的互联电网架构....................................................................................................................................413.3.2、关键现货市场耦合机制................................................................................................................................................433.4、对我国统一电力市场建设的启示..................................................................................................................................46【行3.5、我国统一电力市场可能建设路径探析..........................................................................................................................47业4、风险提示..............................................................................................................................................................................48研究】2期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表目录图表1：中国电力体制改革历程....................................................................................................................................................................7图表2：电力交易的参与者结构....................................................................................................................................................................8图表3：全国统一电力市场交易平台注册主体............................................................................................................................................8图表4：我国电力市场交易模式....................................................................................................................................................................9图表5：中欧电力系统运行模式对比..........................................................................................................................................................10图表6：电力市场按各维度主要分类..........................................................................................................................................................11图表7：电力交易量占社会总用电量比例逐年上升..................................................................................................................................12图表8：我国电力交易以中长期交易为主..................................................................................................................................................12图表9：各省份（地区）电力现货市场发展进度（截至2023年10月）...............................................................................................13图表10：广东电力现货市场价格................................................................................................................................................................14图表11：2023年10月17日德国日内电价................................................................................................................................................14图表12：欧洲现货市场建设路径与我国现货市场试点所处节点............................................................................................................14图表13：2H17-1H23我国辅助服务费用结构.............................................................................................................................................15图表14：1H23我国电力辅助费用结构......................................................................................................................................................15图表15：我国辅助服务产品及补偿方式....................................................................................................................................................16图表16：北欧电力交易所辅助服务产品....................................................................................................................................................16图表17：山东省容量电价机制....................................................................................................................................................................17图表18：山东省季节性分时容量补偿电价................................................................................................................................................17图表19：法国有组织的容量市场参与主体................................................................................................................................................18图表20：法国2024年容量市场拍卖供需曲线...........................................................................................................................................18图表21：我国售电侧改革重点政策及内容................................................................................................................................................19图表22：欧洲国家售电侧改革历程............................................................................................................................................................20图表23：广东电力市场售电公司盈利情况................................................................................................................................................20图表24：广东电力市场售电公司数量演变................................................................................................................................................20图表25：欧盟售电公司盈利空间................................................................................................................................................................21图表26：欧洲各国售电公司数量演变........................................................................................................................................................21图表27：省间交易电量占比呈上升趋势....................................................................................................................................................22图表28：西北欧电力市场和南方区域市场对比........................................................................................................................................22图表29：西北欧和南方区域电力市场日前交易时序对比（D-1）..........................................................................................................23图表30：南方电力市场绿电绿证交易流程................................................................................................................................................24图表31：2023年8月无补贴绿证交易日均价格........................................................................................................................................243期货研究报告oPpMmOqPpRnOpNnRpMqNnObRbP8OpNqQpNnOjMpOqQeRsQrN8OmNqNMYqQtQwMnRqQ能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表32：2022年国网绿证交易结构............................................................................................................................................................24图表33：各省份（地区）累计绿证交易量（截至2023年8月30日）.................................................................................................25图表34：国内外绿证交易和覆盖情况对比................................................................................................................................................26图表35：GO证书历史供需情况.................................................................................................................................................................27图表36：GO证书签发项目来源.................................................................................................................................................................27图表37：新能源参与市场后电力价值体系................................................................................................................................................28图表38：我国绿电交易规模持续增加........................................................................................................................................................28图表39：英国差价合约（CfDs）机制示意图............................................................................................................................................29图表40：欧洲实体和虚拟PPA跨境交易模式...........................................................................................................................................30图表41：欧洲PPA年度签订容量...............................................................................................................................................................30图表42：欧洲各国PPA累计签订容量.......................................................................................................................................................30图表43：中国绿电交易和欧洲PPA交易对比...........................................................................................................................................31图表44：欧洲PPA平均签订价格...............................................................................................................................................................32图表45：1H23主要省市（地区）绿电均价..............................................................................................................................................32图表46：不同应用场景的储能盈利方式和开展情况................................................................................................................................33图表47：2020-2022年中国电力储能市场累计装机规模结构（MW%）.................................................................................................34图表48：1H23各功率等级储能项目新增情况..........................................................................................................................................35图表49：1H23投运新型储能项目装机分布（MW%）............................................................................................................................35图表50：欧洲主要地区储能累计装机量....................................................................................................................................................35图表51：2021年欧洲累计储能装机结构（MW%）.................................................................................................................................35图表52：2021年欧洲户用储能装机结构（MWh）...................................................................................................................................36图表53：2022年欧洲表前储能新增装机结构（MW%）.........................................................................................................................36图表54：欧洲各国一小时储能项目运营利润模型....................................................................................................................................36图表55：德国和英国居民电价和风光电占比对比....................................................................................................................................37图表56：欧洲储能建设规模预测................................................................................................................................................................37图表57：2023-2027年我国新型储能累计装机规模预测...........................................................................................................................38图表58：具备灵活运行能力的系统运营成本更低....................................................................................................................................39图表59：118号文设定的统一电力市场建设目标.....................................................................................................................................39图表60：中欧统一电力市场建设的基础条件对比....................................................................................................................................40图表61：2010-2019年规划线路建设情况...................................................................................................................................................42图表62：2022年欧洲电网未来十年建设规划............................................................................................................................................42图表63：2023年欧洲NEMO名单.............................................................................................................................................................43图表64：RCC整合泛欧电网模型的方式....................................................................................................................................................43图表65：2023年CCR覆盖国家..................................................................................................................................................................44图表66：CCR内容量匹配与出清机制........................................................................................................................................................44图表67：欧洲竞价区分布............................................................................................................................................................................454期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表68：日前耦合分段线性出清模型........................................................................................................................................................45图表69：欧洲日内耦合地区批次及交易参数............................................................................................................................................46图表70：中国全国电力市场的三种可能模式............................................................................................................................................485期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24前言欧洲电力市场建设相对领先。欧洲设立了多个调度交易出清一体化交易中心，发用电侧的主体均全部进入市场，耦合市场已经覆盖超过98%的地区。电源侧方面，欧洲是世界领先的能源转型地区，各国已多次上调可再生能源装机建设预期，同时欧盟还致力于与俄罗斯能源脱钩，以实现更加自主的能源供应体系。调节性资源方面，欧洲的储能市场已经相当成熟，能够一定程度上优化电力资源配置。统一市场方面，欧洲在30余国间建立了互联电网，各国能够在欧洲输电系统运营商（ENTSO-E）的监管下进行无障碍输电。从电力衍生品来看，欧洲大部分国家都设计了电力远期、电力期货和期权等交易品种，在此基础上衍生出区域性间价差和利润相关的价差合约。相对于更加成熟的欧洲电力市场，我国电力市场还处于发展阶段。我国尚未建立统一电力交易中心，运行良好的区域性市场仅有南方区域电力市场。中长期交易已普遍开展，而现货市场仍在试点进程中，辅助服务市场、容量市场和储能市场都有待改进之处。电价方面，我国电价正在逐渐向市场化定价迈进，目前还处于“管住中间，放开两头”的中间阶段。然而电力市场缺少完善的价格机制，长协价格往往参考历史价格水平，现货定价目前还面临绿电定价难、环境价值体现不足、交易不充分等问题。随着改革的逐步推进，我国电力市场的参与主体和各类市场的运行机制都正不断发生变化，欧洲电力市场的发展历程值得作为我国的参考。本报告将主要从市场建设的角度出发，通过对比欧洲和中国电力市场的发展情况（欧洲市场发展请参考《欧洲电力市场供需结构和电价分析》），判断我国在电改进程中所处节点，洞悉电力市场发展过程中的特点和缺陷，并对未来统一市场的建设路径做出展望。1、我国电力市场建设进度近年来，我国电力体制改革加速，重磅文件加速发布，本节将从宏观角度梳理中国电力市场的发展历程，对比欧洲和我国电力市场的参与主体和交易模式。1.1、我国电力市场建设历程在历经30余年的改革和沉淀后，我国已经建立了多主体、多品种、多周期的电力市场体系。历史上，我国电力市场改革主要经历了以下四个阶段。解决电荒，去垄断化（2002之前）：上世纪90年代，中国经历了电荒至电力过剩的阶段性转变。1997年,电力部被撤销，国家电力公司成立，在当时拥有全国大部分发电和输配电资产，电力联合公司改组为五大地区性电力集团，初步实现了政企分开。该阶段实行供用垂直一体化管理，销售电价由政府定价，无更细分项目定价。首次电改，厂网分离（2002-2015）：《电力体制改革方案》（5号文）发布，代表首次电力体制改革启动，国家电力公司被拆分成五家国企，同时成立电监会、国家电网和南方电网，发电公司和电网公司独立运营，实现厂网分离。上网电价方面，2005年，中央6期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24提出以标杆电价为核心的煤电价格联动政策，但标杆电价仍由政府定价；销售电价方面，制定目录销售电价，完善分时、两部制电价等制度。二次电改，开放售电侧（2015-2019）：2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下称“9号文”）发布，确定了“管住中间、放开两头”的总体架构。单独建立输配电机制和定价机制，并逐步放开增量配网市场和售电市场，引入多元化售电主体。2016年，北京、广州两大电力交易中心成立，为市场化交易建立实体基础。电价逐步市场化（2019-2021）：2019年，发改委明确将燃煤标杆上网电价转变为“基准价+上下浮动”机制，市场化比例逐步提升，初步引入中长期电力长协价。2021年，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“1439号文”）发布，推动工商业用户全部进入市场，并扩大价格浮动范围至20%，煤电将率先完成市场化运行。统一电力市场建设加速（2022至今）：2021年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称“118号文”）发布，确定2025年和2030年为统一电力市场体系初步建成和基本建成的时间节点，规划未来市场建设方向。2023年年底之前，统一市场建设有望取得实质性进展。此外，配套支持政策持续出台，涉及领域包括需求侧管理、负荷管理、售电侧、新型电力系统等，同时此前两批电力现货市场试点中的大部分地区都已步入结算试运行阶段，统一电力市场建设已经迈入深水区。图表1：中国电力体制改革历程资料来源：国家发改委，国家能源局，东证衍生品研究院期货研究报告7能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-241.2、电力市场的参与主体2015年发布的9号文指出了“管住中间、放开两头”的总体电改架构，对市场参与主体的发展、电价改革、市场监管都有很强的指导意义。基于9号文，目前我国的电力市场为输电侧统一管控、而发电、配电和售电侧不同程度放开的计划与市场并存的架构。在首次电改后的十年内，我国发电侧形成了以五大发电国企为主、民企为辅的全方位竞争格局。输配电主要由国家电网、南方电网和蒙西电网管理运行，南方电网主要负责广东、广西、云南、贵州及海南的电力系统运行，其余地区除蒙西外均受国家电网管控，同时受国资委和电监会监管。2016年，能源局发布《有序放开配电网业务管理办法》，旨在鼓励社会资本进入配电业务领域，但由于输配电价差较小、容量电价区分度不高，输配电企业难以获得足量收益，增量配电主体的发展显著低于预期。售电侧方面，2015年起，市场引入多元化售电主体，一部分工商业用户开始进入电力市场交易，多元化主体共同参与的电力市场体系已基本成型。我国目前拥有33个省（区，市）级电力交易中心和2个区域电力交易中心（北京电力交易中心和广州电力交易中心）。电力交易中心主要由电网公司与当地主要发电企业、用电单位联合成立，2020年的《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》规定，电网企业持股比例需在50%以下，此后电力交易机构基本实现独立运行。根据《中国电力行业年度发展报告2023》，截至2022年底，国内电力交易平台累计注册市场主体579,027家，累计2,035家售电公司参与市场化交易，完成结算电量21,781亿千瓦时，占市场化电量的58.4%，市场化主体数量和交易规模持续增长。图表2：电力交易的参与者结构图表3：全国统一电力市场交易平台注册主体资料来源：国家发改委，东证衍生品研究院资料来源：北京电力交易中心，中电联，《中国能源大数据报告（2020）》，东证衍生品研究院8期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-241.3、电力市场基本运行体系我国已经形成多周期和多形式的电力交易体系，交易周期包括年度、季度、月度、周、日前和实时交易，交易方式包括双边协商、挂牌交易、集中竞价、滚动撮合交易和偏差电量调整交易等。中长期交易为T+2以上时间的电力交易，购售双方可以直接签订场外协议；现货交易主要包括日前交易、日内交易和辅助服务的现货产品等，交易周期与调度周期保持同步。交易电价方面，历史上我国曾采用政府主导的标杆电价体系，以此设定上网电价和标杆零售电价，目前标杆电价已演变为居民和工商业的双轨制电价模式：电力交易方面，居民侧和农业侧仍然由电网企业统销统购，而工商业企业需全部进入市场交易。已进入市场的用户可以直接向发电企业或售电公司购电，还未进入市场的用户由电网企业代理购电。进入市场的用户集中竞争，在预先设定的浮动范围内形成交易电价。交易流程中，发电企业、工商业用户和售电公司等主体参与市场竞争，调度机构预测用电负荷并制定发电任务、运行方式和运行计划，提供安全边际保障，在交易机构出清结算后，电网会根据需求将电力输送至用户手中。图表4：我国电力市场交易模式资料来源：《我国电力市场化交易及电费结算情况概述》，东证衍生品研究院期货研究报告9能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24就市场运行模式来看，目前我国与欧洲存在较大差距。输电方面，我国输配电环节由电网企业垄断经营，欧洲的输配电由系统运营商进行市场化竞争，同时受ENTSO-E的统一管理；调电方面，我国调度机构隶属于电网企业，等级严格分化，受到国调的统一管理，而欧洲电力调度则由独立输电运行机构（ITO）和部分输电系统运营商（TSO）执行，调电机构相对分散。容量分配方面，我国输电资产归国网和南网所有，输电容量由其一并统一管理，而欧洲则依靠远期容量分配（FCA）和容量分配和阻塞管理（CACM）规则分别规范中长期和现货的容量分配和计算方式，其中现货市场的容量费用被包含在日前统一出清算法中。交易的独立性方面，我国电力交易机构和电网公司相互独立运行，而欧洲的现货市场需要依靠欧洲商品清算所（ECC）和TSO来协同完成出清和输电。市场监管方面，我国由电监会及其派出机构进行统一和地区性监管，而欧洲则设立了能源监管合作机构（ACER）、欧洲能源监管机构委员会（CEER）和区域协调中心（RCC）等多个监管机构。各机构分工明确，ACER主要监督能源批发市场完整性和透明度法规（REMIT）的执行情况、ENTSO-E的相关工作并制定欧盟输电网络发展规划；CEER是配合ACER的非盈利性组织，主要职能是协调各国监管机构、推动规则执行和保护消费者权益；RCC是由若干区域安全协调机构（RSC）组成的组织，其主要目的是加强TSO之间的区域协调、确保区域电力系统的安全性，职能包括预测资源充裕度、计算容量分配、电网安全分析、解决阻塞管理和制定停电计划等。图表5：中欧电力系统运行模式对比中国欧洲发电企业放开竞争放开竞争交易机构33个省级电力交易中心、约30家电力交易所，包括NordPool、EPEX2个区域交易中心SPOT，APX，PXE等区域性交易中心输电配电由电网及其下属机构垄断运行由TSO和DSO负责，受ENTSO-E的统一管理电力调度由等级化的调度机构负责，分为国调、网输电容量分配由TSO和ITO负责，ITO大多依附于TSO，在电力交易独立性调、省调、地市调和区县调五级各国和地区分散化运行输电容量分配受国网和南网统一管理，通容量分配和阻塞管理(CACM)规范日内和日前过高压直流线路输送电能跨区输电线路容量；远期容量分配（FCA)规电力交易市场与电网公司相互独立，电网范远期跨区域输电线路容量公司可能拥有交易市场的部分股权中长期市场独立于电网公司，但现货市场隶属于TSO，由欧洲商品清算所（ECC）结算市场监管电力监管委员会（SERC）及其派出机构，能源监管合作机构（ACER）、欧洲能源监管机部分省市保留电力监管办公室构委员会（CEER）、区域协调中心（RCC）资料来源：EEX，ENTSO-E，国家能源局，中国-欧盟能源合作平台，东证衍生品研究院10期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242、细分电力市场发展情况电力在商品中是较为特殊的存在。由于几乎没有库存，不同时点的电能量难以互相替换，因此电力具有较强的时间属性，按时间维度可分为中长期市场、现货市场和实时平衡市场；各区域资源禀赋和送受电特性不同，按空间维度可分为省内市场和省间市场、区域性市场等；从价值属性来看，电力的价值体现包括作为最终使用目的的电能量、衡量稳定性的电容量、调节弹性的辅助服务和体现环境价值的绿电等。各个细分市场是统一市场的基本组成部分，不同市场的发展差异会直接影响统一市场的建设进度，尤其是现货、辅助服务、容量、绿电、绿证等与电力市场耦合密切相关的市场，因此本节将明确和对比中欧电力各细分市场的发展情况，对未来市场的建设做出展望。图表6：电力市场按各维度主要分类资料来源：华北电力大学能源互联网研究中心，东证衍生品研究院2.1、中长期市场：还需细化交易时段、加强市场衔接期货研究报告我国基本建立了以中长期交易为主、现货交易为补充的市场交易结构，中长期交易比例常年维持在80%左右。2023年上半年，我国中长期电力直接交易电量合计为21,141.9亿千瓦时，占总交易量的79.78%，主要起到远期用电“压舱石”的作用。中长期市场已在全国普遍建立。除西藏外，全国各省市地区和跨省之间的中长期交易均已常态化，参与市场的买卖双方分别以火电和工商业用户为主，省间交易主要以政府协商以及电网间交易的形式开展。中长期市场的参与主体包括电力用户、售电公司、发电企业、储能企业等，交易标的涵盖省间和省内的各类中长期交易品种。市场主体既可以11能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24通过自主协商的方式申报交易结果，也可以通过电力交易中心进行集中竞价、挂牌交易和撮合交易。根据中电联，电力交易中心交易量占社会总用电量比例稳步上升，从2017年的25.9%上升至2023年上半年的61.5%。中长期市场还需细化交易时段、加强市场衔接。我国中长期供需曲线的形成方式依然是分时段的折现交易，距离欧洲更加流畅、分时更加细化的供需曲线仍有差距。交易时段的细分能够更好地衔接中长期和现货交易，但相比欧洲，我国购电交易的频率更低、中长期交易时段的划分还能更加精细，目前能够实现按日连续运行、达成24小时分段交易的地区尚在少数。图表7：电力交易量占社会总用电量比例逐年上升图表8：我国电力交易以中长期交易为主资料来源：中电联，东证衍生品研究院资料来源：中电联，东证衍生品研究院2.2、现货市场：由试点向全国推广，价格机制仍需改善期货研究报告我国现货市场正由试点地区向全国范围推广。我国的新一轮电改以新能源的加入作为主线，而新能源入市会加强现货电价的波动，拉大峰谷价差，现货市场实时价格发现功能的重要性更加凸显。今年9月，《电力现货市场基本规则（试行）》正式发布，明确了电力现货市场建设目标和路径，将对未来现货市场的建设起到指引。现货市场已有两批试点省份（地区），其中有13个地区已经完成结算试运行，其中山东、甘肃、山西等地已实现常态化连续运行。在非试点省份中，江西于今年6月完成首次结算试运行，宁夏、陕西、重庆、河北、湖南等地已进行至调电试运行阶段。此外，南方区域电力市场已在制定市场结算试运行实施方案，预计将在今年年底前实现我国首个区域性现货市场的结算试运行。值得一提的是，山西现货规则较为完善，对未来国网地区的现货细则制定具有参考意义，而山西现货市场结算试运行周期也已超过两年，很可能在不久的将来正式启动运行。12能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24从建设进度来看，首批试点地区启动试运行的时间比原计划推迟约半年，第二批地区的进度明显更快。今年10月，两部委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确连续运行一年以上省份，将按程序转入正式运行，各省或地区按推进节奏不同确定了各自的结算时间。除浙江和京津冀地区将于2024年6月前分别启动连续结算试运行和模拟试运行之外，其余地区都应在2023年底前具备结算试运行条件。部分地区的现货市场已经实现连续多年结算试运行，预计今年年底前，部分领先地区的现货市场，例如山西、蒙西和广东的现货电力市场有望申请正式运行，而明年全国大部分地区的电力现货市场都将步入结算试运行阶段。图表9：各省份（地区）电力现货市场发展进度（截至2023年10月）类别省份（地区）模拟试运行调电试运行结算试运行第一批广东、山西、山东、蒙西、四川、✔（长周期）✔✔浙江、福建、甘肃江苏、安徽、辽宁、湖北、河南✔✔✔第二批上海✔--江西✔✔✔黑龙江✔✔-宁夏✔✔-陕西✔✔-重庆非试点省份河北✔✔-（地区）✔✔-湖南✔✔-新疆✔--青海✔--资料来源：各省市发改委，各省市能源局，南方电网，东证衍生品研究院然而，我国现货市场目前主要还面临两大难题。1）新能源入市对现货市场的预测和申报都提出了更高要求。由于新能源“靠天吃饭”的特性，传统能源的调峰需求和调度负荷的预测能力都在被迫增加，不同机组的申报策略也需更加多样。同时，我国还未大范围实行实时市场的开停机优化，仅依靠日前的申报信息进行出清，这也会导致实时电价预测出现较大偏差。2）多地现货报价模式仍为“伪双边模式”。根据各地试行或已实行的现货市场交易规则，目前仅甘肃电力大用户采用发用双侧“报量报价”参与现货市场，而山东、广东、辽宁等地采用用户侧“报量不报价”的模式，其余地区用户侧则还处于“不报量不报价”阶段，同时市场化水电、风电、光伏等交易单元调节性能较弱，都需采用报量不报价的方式出清。因此大部分地区的用户、部分电源机组都未真正参与市场，报价仍然由发电侧单边竞争形成，多数用户侧成为价格接受者。13期货研究报告图表10：广东电力现货市场价格能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表11：2023年10月17日德国日内电价资料来源：广东电力交易中心，东证衍生品研究院资料来源：EPEXSPOT，东证衍生品研究院图表12：欧洲现货市场建设路径与我国现货市场试点所处节点资料来源：NordPool，欧盟委员会，东证衍生品研究院欧洲主要按“单个地区日前耦合——跨区域日前耦合——扩大耦合范围——跨区域日内期货研究报告耦合”的路径来建设现货市场。欧洲各国大多在96/92/EC指令后启动电改，以德国为例，德国于1998年发布《能源经济法》，不同于中国，德国在改革初期就完全拆分并开放了发、输、配和售电环节，赋予所有用户自由选择供电商的权力。1998到2001年，德国逐步建立了日前、日内现货市场与多级调频辅助服务市场协同合作的市场体系。14能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24北欧四国于90年代陆续加入耦合市场，2000年左右已基本建成区域性市场。对比我国和北欧的现货市场建设历程，1993年挪威启动运行日前电力市场可以对应我国电力现货市场的试点，2000年北欧市场的耦合运行可以对应我国2022年首试运行南方区域市场。相比北欧耦合所用的时间，我国形成区域性现货市场的速度更快，主要是由于欧洲曾在地区间政治和技术等方面面临阻碍。在初步建成日前市场后，日前耦合市场在2000年至2017年内拓展至西北欧、英国和南欧地区，2018年再尝试启动日内耦合。对我国来说，跨区域日内市场相对遥远，目前市场建设重心依旧落在跨区域日前市场的建设上。2.3、辅助服务市场：费用的“谁受益、谁承担”需落到实处辅助服务市场主要起到调节实时电力平衡、修正安全约束边际的作用。我国已基本建立辅助服务市场机制，江苏、湖北、甘肃、四川和宁夏等地已建立较为完善的市场体系。辅助服务市场主要由电力调度控制中心管理，实行省内和跨省分级的差异化制度。省内电网的实时调度由省级电力调度机构负责，跨区域的实时调度则由区域和国家电力调度机构负责。以南方市场为例，调度机构会在电力系统运行前15分钟开展实时交易出清，并进行跨省和省内联合核算，从而对日内机组启停进行安排优化。2021年，国家能源局规范辅助服务品种为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。细分产品种类包括调频、调峰、备用、爬坡、调压和黑启动等，其中采用最多的是调峰和调频。截至2023年6月底，全国27.1亿千瓦装机容量中有20亿千瓦时参与辅助服务市场。辅助服务费用增长迅速，2023年上半年的金额已是2018年的两倍，其中调峰费用的增加最多，几乎翻了三倍。同时，费用在电价中的占比也有所上升，从2H17的0.77%上升至1H23的1.9%，新能源规模的提升会继续增加实时调节的需求，预计未来占电费比例可能达到约3%。从收入结构来看，调峰和调频作为主要收入服务，火电作为主要收入机组，而73%的服务费用已通过市场化途径补偿。图表13：2H17-1H23我国辅助服务费用结构图表14：1H23我国电力辅助费用结构资料来源：国家能源局，中电联，东证衍生品研究院资料来源：国家能源局，东证衍生品研究院15期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24欧洲辅助服务市场中，平衡服务提供商（BSP）负责维护系统和实时市场的平衡，系统运营商（SO）负责终期调电，拥塞服务提供商（CSP）管理通道拥塞，平衡责任方（BRP）承担平衡责任并参与不平衡结算。目前欧洲大部分都是频率产品，因此欧洲辅助服务市场与我国的调频市场类似。对比欧洲，我国辅助服务市场既有特色，也有不足。1）调峰作为主要的过渡产品。欧洲辅助服务市场中没有调峰产品，而我国将调峰归类于有功平衡服务产品。第二次电改后，新能源大批入市，电力系统的调峰需求日渐增长。调峰费用在辅助服务费用中的占比持续上升，而调峰主要依靠火电机组，目前火电费用占比已超90%。未来我国新能源比例还将继续上升，短期内调峰产品在市场中依旧会起到重要作用，远期来看，调峰费用最终可以通过市场化机制融入上网竞价，很可能会通过实时平衡机制分担其压力或对其形成替代。2）辅助服务费用并未真正落实“谁受益、谁承担”。新一轮输配电价改革已将辅助服务费用单列，但从各省市报价来看，目前我国辅助服务产品的报价模式一般为卖方单向报价、统一价格出清。单边市场报价较为偏颇，而统一价格无法识别不同产品的实际价值。从服务费用的分摊机制来看，部分欧洲国家会通过输电费用或系统调度费用将成本传导至用户侧，而我国还在向由发电企业和市场化用户共同分摊转变，目前我国部分地区的辅助服务费用仍为发电侧的“零和博弈”，用电侧基本不参与分摊，考虑到提供调峰服务的主要为火电企业，其实相当于绿电企业向火电企业补偿部分费用。3）市场激励作用不足。欧洲辅助服务成本的传导较为顺畅，其价值由市场机制体现。而我国部分省份的费用激励不足，甚至难以覆盖成本，例如此前河南调频市场运行期间，平均中标量远小于实际调频的容量需求。未来我国除了需要提高辅助服务的补偿激励，还有必要尝试通过分类别、分时段来体现辅助服务产品的真实价值。图表15：我国辅助服务产品及补偿方式图表16：北欧电力交易所辅助服务产品种类服务类别补偿方式种类原北欧电力市场北欧电力交易所一次调频调频频率调节、频率控频率控制备用二次调频义务提供、固定补偿、制干扰备用（FCR）调峰市场化方式(集中竟有功平衡服务备用价、公开招标/挂牌/调压无功和电压控制、电压控制拍卖、双边协商）备用干扰备用转动惯量黑启动频率恢复备用快速有功干扰备(FRR)、替代备用爬坡用、预测备用、慢速有功干扰备用、(RR)无功平衡服务自动电压控制义务提供、固定补偿、调相运行市场化方式(公开招标峰值负荷备用黑启动事故应急及恢稳定切机/挂牌/拍卖、双边协复服务黑启动稳定切负荷商）黑启动其他减负荷、负荷跟踪、-系统保护资料来源：《电力辅助服务管理办法》，东证衍生品研究院资料来源：NordPool，《国外典型电力市场对我国辅助服务市场机制设计的启示》，东证衍生品研究院16期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242.4、容量市场：各机组和地区发展差异大，亟需统一政策指引容量市场本质上体现的是备用容量的安全性价值，容量电价主要体现电厂的固定成本，与企业的固定资产、投资成本和折旧方式等密切相关。容量市场的参与对象主要是能提供备用容量的火电、抽水蓄能和储能等。容量市场对火电机组有重要意义。随着调峰需求的增长，未来火电的发电利用小时数或可能会逐渐减少，火电企业的盈利能力将受到长期压制，为保障电供安全性、激励火电企业灵活性改造，亟需建立容量市场机制。我国尚未建立完善的容量成本回收机制。分地区来看，新能源普及率高、调峰需求相对旺盛地区的容量市场有较强发展需求，例如山东省制定了分季节、分时段且统一定价的容量补偿标准，按日统计、按月为周期结算。分发电技术来看，我国容量电价仅在抽水蓄能和部分火电上有体现。今年5月，抽水蓄能的容量电价通过政府核定的方式形成，大部分在400-600元/千瓦的区间内，最终通过输配电价回收成本。火电方面，目前山东和云南两省的政策较为典型，山东将容量费用包含在电价中，均价为0.0991元/度，让用户侧最终承担；云南的容量电价则主要由风光电企业承担，而用户侧暂时不受影响，理由是需对火电的调峰成本做出补偿，其他省份的火电容量补偿政策尚不明确。图表17：山东省容量电价机制图表18：山东省季节性分时容量补偿电价资料来源：山东省发改委，北极星电力网，东证衍生品研究院资料来源：山东省发改委，东证衍生品研究院欧洲通过显性拍卖的方式出清中长期市场的容量，以隐性拍卖的方式出清短期容量（显性、隐性拍卖机制参见《欧洲电力市场供需格局和电价分析》）。容量市场在很大程度上依赖国家的指导和规划，由于其被视为对特定发电技术的补贴，欧洲仅有部分地区存在容量市场，且这些市场的建立都需经过政府批准。欧洲各国容量市场建设情况差异较大。英国、意大利等存在集中式容量交易市场，由市场机制确定容量补偿价格；西班牙、希腊等则使用固定容量补偿；德国、瑞典等采用战略备用方法，保留部分备用机组并给予其容量补偿。17期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24以法国为例，法国采用的是拍卖年度容量证书的方式，市场主体通过提前拍卖的方式形成并锁定年度可用容量及其价格，以此确定发电机组的可用性。火电、核电、需求响应服务商均可参与市场，售电公司也需购买充足的容量证书以保证用电高峰期时的系统安全。交易中采用双边报量报价模式，最终通过供需平衡点出清。2022年10月至今法国进行的五场容量市场交易中，每场交易平均成交3,131张证书，平均成交额在1.37亿欧元左右。根据EXEXSPOT，历史上一张年度容量证书的成交均价约在2,000欧元左右，但在去年能源危机期间，容量证书的价格飙升至每张60,000欧元。图表19：法国有组织的容量市场参与主体图表20：法国2024年容量市场拍卖供需曲线资料来源：EPEXSPOT，法国电力集团，东证衍生品研究院资料来源：EPEXSPOT，东证衍生品研究院与欧洲相比，我国容量市场处于发展初期。由于电源结构和送受电特性差异，各省份容量市场发展大相径庭，例如山西、山东等地需应对日益增长的绿电带来的波动性，新疆期望在储能市场中实行容量电价，上海等受电地区则对容量市场建设相对不敏感。目前各地容量电价政策细则差异较大，费用分配和定价方式参差不齐，对不同型号的机组的补偿未实现差异化，亟需建立统一的容量市场补偿机制。容量市场一般有三种成本回收模式：1）稀缺定价机制，通过设置极高上限的短时高价格来回收成本，美国德克萨斯州采用该种模式，但电价波动往往较大。2）直接补偿机制，即通过政府和相关机构直接制定价格，补偿费用一般由电力用户分摊。3）容量市场机制，以机组可用容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量价格，英国和法国采用均采用竞拍的方式实现。稀缺定价机制会导致极大的电价波动，不利于市场稳定和企业运营，而容量市场机制适合在市场化程度较高的地区使用，当前时点我国更适合采用直接补偿机制。基于稳定性和安全性的考虑，目前各地区大概率会先推行固定容量补偿，再逐渐过渡到市场化交易。我们预计未来绿电体量和外送电规模较大的地区将率先建设容量市场，随着绿电比例提高和各地对容量市场的探索，容量电价的顶层政策也有望加速落地。18期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242.5、售电市场：如何通过电价设置合理的售电盈利空间是建设的核心参考世界各地区的发展，售电侧改革一般有两种方式，一是仅放开售电侧，引入市场的售电主体与现有经营售电业务的电网企业竞争；二是拆分配电和售电，禁止开展配电业务的企业从事售电业务。我国和英国、法国均采用第一种方式。我国售电侧改革起步于第二次电改，初步开放于高耗能行业，逐渐推广至全体工商业用户，在过程中形成和不断完善输配电价的定价机制，并鼓励社会资本进入售电市场。英国的售电侧改革发生在电力工业彻底重组之后，从放开工业端到完全放开市场用时6年。法国的售电侧改革完成于2007年，从放开工业端到完全放开用时3年，虽然引入了部分售电主体，但法国电力公司仍保留垂直一体化的结构，拥有大部分售电市场的份额。欧盟则通过加速指令规定各国售电侧改革的节点目标，从开放非家庭用户到开放所有用户整体大约耗时3年。单论发展速度，我国从初步开放大用户到开放全部工商业用户大约用时3年，在完全开放市场前，还需要进一步放开售电侧和增量配电服务、细化电价的定价和结算机制，因此目前来看，售电侧的完全放开还有比较长的路要走。图表21：我国售电侧改革重点政策及内容时间政策重点改革内容2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》在形成机制上区分输配电价和发售电价，界定售电侧市场主体2016年10月《售电公司准入与退出管理办法》和业务，构建市场准入与退出机制，鼓励社会资本进入增量配《有序放开配电网业务管理办法》电网发展，有序放开配售电业务。2018年7月《关于积极推进电力市场化交易，进放开煤炭、钢铁、有色、建材等行业进行全电量参与交易，支一步完善交易机制的通知》持部分条件允许地区的工业企业进入市场，形成“基准电价+浮动机制”的定价机制。2019年6月《关于全面放开经营性电力用户发明确全面放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务外的用电计划的通知》经营性电力用户发用电计划。2021年10月《关于进一步深化燃煤发电上网电取消工商业目录销售电价，有序放开燃煤发电上网电价，扩大价市场化改革的通知》交易电价浮动范围，推动全部工商业用户进入市场。2021年11月《售电公司管理办法》明确售电公司的注册事项、权利与义务、动态和风险管理，启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业体系的指导意见》务，健全保底供电制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。2022年1月《“十四五”现代能源体系规划》进一步放开售电和增量配电业务，完善售电主体准入和退出机制，理顺电网之间的购售电费结算关系。资料来源：国家发改委，国家能源局，东证衍生品研究院19期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表22：欧洲国家售电侧改革历程德国法国英国欧盟1998年，德国修改《能源2000年放开1600千瓦1990年放开1000千瓦规定2004年7月起，所有经济法》，电改一步到位，以上用户（20%）以上用户非家庭用户拥有购电选择分拆发、输、配电业务，全权；年用电量超过1亿千瓦面放开售电侧，所有用户可2003年放开700千瓦1994年放开100千瓦时的大用户和配电企业在以上用户（37%）以上用户以自由选择售电商初期就被纳入合格用户2004年放开非居民用户（51%）2007年放开所有用户2000年放开所有用户2007年7月起放开所有用户资料来源：德国能源署，欧盟统计局，《国外售电市场改革探索及经验启示》，东证衍生品研究院售电公司的收入主要来自购销价差，电价变化会直接影响企业利润。广东是国内首个允许售电公司参与竞争交易的省份。在市场运行初期，交易电价低于政府核定电价超过30%，零售价格几乎未变，相当于将大部分购销价差让利于售电公司。此时市场机制尚不完善，监管较为宽松，售电公司数量增长迅猛，2017年广东售电公司已达136家。2018年，售电行业迎来第一次拐点。电力供过于求的现象得到缓解，购销价差持续受到挤压，偏差考核风险加大；各地政府也注意到售电行业的发展不符合“发现价格，让利于民”的初衷，开始主动控制进入市场的用户，进而限制售电公司的利润空间，售电企业规模有所缩减。2021年，售电行业出现第二次拐点。一方面是电供趋紧，电源成本高企导致售电公司出现大面积亏损，2021年上半年广东有88.2%的售电公司亏损；另一方面是《售电公司管理办法》发行，加强售电行业的监管，2021年有大量售电公司因不符标准而离场。图表23：广东电力市场售电公司盈利情况图表24：广东电力市场售电公司数量演变资料来源：广东电力交易中心，东证衍生品研究院资料来源：广东电力交易中心，东证衍生品研究院20期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24我国售电行业盈利空间显著低于欧洲。若以零售电价和批发电价的平均价差近似作为售电公司的盈利空间，在2021年以前，欧洲售电公司的购销价差稳定在0.09至0.105欧元/kWh之间（折合约0.72-0.84元/度），而2022年广东售电企业的平均度电获利仅为0.12元/度，两者相差较大。但当能源成本上升时，不论是欧洲还是中国，售电企业的利润都会遭到显著挤压。2021年，由于能源成本高企，欧洲售电企业利润同样转负。图表25：欧盟售电公司盈利空间图表26：欧洲各国售电公司数量演变资料来源：欧盟统计局，东证衍生品研究院资料来源：欧盟统计局，东证衍生品研究院注：盈利水平=平均零售电价–平均批发电价注：圆点处为各国完全放开售电侧时间欧洲售电公司的业务更加多元。以德国为例，在电改初期，德国售电行业主要采用折扣递延的策略发展，新进入的售电公司通过直接打折或向用户提供电费递延返的方式与现存的市场主体竞争。后又由于市场同质化严重，售电市场诞生诸如能源管理、节能服务、电力咨询等定制化增值服务，同时，售电企业开始与云平台和数据公司合作，以建设能源信息互联网。目前我国售电行业利润受挤压、售电套餐设计较为单一，售电公司需要拓宽业务领域，提供更多元化的服务，以寻求盈利增量。此外，新能源交易比例的上升对发用电预测提出更高要求，未来偏差考核可能会是售电公司发展的一项挑战。售电企业的盈利空间是售电市场建设的核心。若以对居民侧开放为界限，欧洲多数国家的售电公司数量在市场开放前后变化不大，说明售电侧竞争在市场建设初期就已开始。丹麦是其中的例外，放开后售电公司数量大幅下降。2003年时丹麦放开市场，但却保留了管制电价，并默认以保底供电商供电，而管制电价与市场电价基本一致，因此并未激励用户进入市场。同时，在经历一系列收购后售电市场遭到能源巨头的垄断，导致自由售电商难以通过低价竞争获利。这导致到2012年，丹麦90%以上的用户依然选择通过管制电价购电。丹麦的失败主要是由于非完全市场化和行业垄断，结合我国售电行业放开盈利空间后迅猛发展的情况，我们认为，改革进程中的核心要素是要通过电价形成合理且能够激励市场发展的行业盈利空间。21期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242.6、省间市场：中长期交易为主，静候现货市场耦合省间市场是统一电力市场建设进程的重要一环，只有打破市场壁垒，使跨区域市场无障碍结合，才能真正发挥优化资源配置的作用。我国省间市场仍处于区域试运行阶段，2022年我国省间交易电量占到总交易量的19.7%，比2017年的水平上升l.8个百分点，省间交易量逐渐上升。对比欧洲来看，2022年所有ENTSO-E运营地区的跨区域交易量占比为15.3%，北欧电力市场跨区域交易量占比达24.2%。我国省间交易主要来自于西电东送和北电南送，跨区域交易以中长期为主，电力交易量占比小于北欧电力市场，随着电力市场进一步耦合，未来省间市场交易或将更加活跃。南方区域电力市场发展相对领先。南方区域电力市场自去年7月23日启动试运行，标志着全国首个跨区域电力市场落地。在消除市场隔阂方面，南方市场制定了“1+N+5X”的规则体系，包括一个区域市场运营规则，N代表多个细则，包括中长期交易、现货交易、市场结算和信息披露等；5X为各省具体的实施细则。目前南方区域的中长期交易覆盖了年、月、周时段；现货交易由广东拓展到南方五省区，实现电力现货跨区跨省交易；辅助服务市场已实现五省区全覆盖结算运行。今年1-7月，南方市场注册主体累计17.5万家，同比增加27.1%，区域市场化交易电量超4,000亿千瓦时，市场主体愈加多元化。预计到2023年底，南方区域电力市场将实现全域结算试运行，这将是区域性电力市场建设的一个里程碑。区域性市场建设的必要性值得商榷。区域性市场本质上是位于省内和省间之外的三级市场，早前除了南方区域市场，京津冀地区和长三角地区都被规划为第一批区域性市场，但两者的开展并不顺利。一个可能的原因是两者都是电力的受入地区，区域间的余缺调剂功能相对不明显，因此需结合各地政策和市场底层设计来考虑各地区是否都有建设区域性市场的必要性。图表27：省间交易电量占比呈上升趋势图表28：西北欧电力市场和南方区域市场对比（亿千瓦时）南方电力市场北欧电力市场2022年发电量14437.14040.02022年地区间2306.9977.3市场交易量跨区交易占比16%24.2%日前市场交易省内和省间分两以统一算法联合匹规则批出清，15分钟为配出清国内和跨国交易周期，前一日申报，30分钟为交17:30前发布结果易周期，前一日12:55前发布结果日内市场交易15分钟为交易周15分钟为交易周规则期，提前15-30分期，输电前45分钟钟发布出清结果发布出清结果资料来源：中电联，东证衍生品研究院资料来源：EEX，NWE，国家能源局，东证衍生品研究院22期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24对比北欧电力市场，南方区域市场的规模较大，但跨区交易占比更小。从交易模式来看，欧洲市场的报价主要通过价格耦合机制（PCR）来统一计算，交易结果由交易所统一出清；南方区域也应用类似的集中式交易方法，以申报的电力需求量价曲线作为出清依据，由广州电力交易中心协同各地电力交易中心出清。现货交易的差异在于区域内和跨区域交易出清是否具有一致性。从交易规则来看，我国省间交易规则明确，日前市场交易于省内和省间分两批出清，而北欧电力市场则统一出清国内和跨国用电需求。从交易时序来看，西北欧电力市场提供两次交易出清机会，第二次会重新匹配第一次出清结果的余量，两次交易均需要交易所的核准；南方市场会在省内出清完毕后，再由国调和网调组织省间出清，最后进行实时市场的平衡。未来省内省间报价最终将一体化。目前我国多数省份都使用省间、省内独立报价的模式。竞价方面，省内以主场主体参与，而省间以市场主体和电网企业代理共同参与。随着市场化进程的推进，省间市场互联，电网企业将不再代理用户购电，最终将形成仅由发电主体和电力用户作为市场主体，且省内和省间统一报价的市场结构。图表29：西北欧和南方区域电力市场日前交易时序对比（D-1）资料来源：NWE，《省间电力现货交易规则（试行）》，东证衍生品研究院2.7、绿电和绿证市场期货研究报告绿电和绿证市场是在“双碳”大背景下，为反映绿色电力的电能价值和环境价值的市场体系，价值体现以绿电交易作为主要手段、绿证交易作为补充协同。2.7.1、绿证市场：供需两侧均待扩张，有望得到国际认可绿证（GreenElectricityCertificate,GEC）全称为绿色电力证书，是对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，由国家能源局下属的国家可23能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24再生能源信息管理中心核发认证，通过中国绿色电力证书认购交易平台进行交易。绿证是为了体现绿色环境价值的非捆绑式的价格形态，企业可以通过开展可再生能源发电项目获得绿证，也可以通过市场交易购买。图表30：南方电力市场绿电绿证交易流程资料来源：国能小粤，东证衍生品研究院一张绿证代表1MWh可再生能源电力的环境溢价。根据绿证在不同电价机制中的不同体现形式，绿证也分为有补贴绿证和无补贴绿证，有补贴绿证的价格相对较高，2023年风电的有补贴绿证价格在100-400元/张不等，光电的有补贴绿证价格在600-800元/不等，而无补贴绿证价格平均在30-50元/张，有补贴绿证的出现替代了部分政府补贴，因此其最高价格即为补贴价格，而无补贴绿证拥有更好的市场流通度。图表31：2023年8月无补贴绿证交易日均价格图表32：2022年国网绿证交易结构资料来源：中国绿色电力证书交易平台，东证衍生品研究院资料来源：北京电力交易中心，东证衍生品研究院24期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24国际社会上，企业购买绿证主要为了以下目的：1）提高可再生能源的消纳比重。部分国家规定了可再生能源电力的消纳责任，而企业可以通过购买绿证证明使用了可再生能源电力，以此完成消纳责任。2）减少碳排放量以获取市场准入。发电产生的直接和间接排放是碳市场核算体系中的重要组成部分，例如欧盟碳边境调节机制就规定需要申报进口商品的隐含碳排放量，企业可以购买绿证以减少温室气体排放的核算量。3）满足碳足迹审查要求，提高国际认可度。国际上存在一系列可持续发展相关的目标和准则，例如国际绿电消费倡议（RE100）和ESG标准等，加入RE100的企业需承诺在未来某个时点百分百使用可再生能源，ESG标准则对企业提出了环境治理和信息披露方面的要求，绿证能够为企业达成以上目标提供证明，目前国内绿证已纳入RE100。我国绿证市场已对可再生能源形成全面覆盖。截至2022年底，全国累计核发绿证约5,954万个，累计交易数量1,031万个。其中，2022年全年核发绿证2,060万个，对应电量为206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达969万个，相比2021年增长15.8倍，交易数量未达核发数量一半，总体仍为供过于求。分地区来看，新能源装机比例较高的河北、安徽、江苏、广东等地绿证交易相对活跃。从购买对象来看，售电公司和制造业是购证主体，其余用户购证意愿不强。从成交价格来看，无补贴绿证的成交价比2021年时略有下降。2023年8月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作，促进可再生能源电力消费的通知》（1044号文）印发，将绿证核发范围从集中式光伏和陆上风电扩大至所有已建档立卡的可再生能源发电项目，未来绿证流通度将会进一步提升。图表33：各省份（地区）累计绿证交易量（截至2023年8月30日）资料来源：中国绿色电力证书交易平台，东证衍生品研究院期货研究报告国际通用绿证一般指国际可再生能源证书（InternationalRenewableEnergyCertificate，I-REC），由国际可再生能源基金会I-REC标准负责核发，欧洲绿色证书的正式名称为来源担保证书（GuaranteesofOrigins，GO），由各欧盟成员国的国家签发机构核发，两者都是国际市场中的主流绿证品种。国内外绿证都可以证明可再生能源电量的环境属25能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24性，可再生能源证书在国际社会上已交易了十多年，但我国从2017年才启动试行绿证核发和自愿认购制度，绿证市场的发展进度偏慢，以下为国内外绿证市场发展的对比：1）I-REC和GO的市场化程度更高、认证领域更广。各地区均建立了标准化的可再生能源项目审定流程和统一的核发机构，国外绿证交易的市场化程度更高。I-REC和GO可在交易所和第三方交易平台进行，且交易无次数限制，而GEC目前仅可交易一次。从项目领域来看，GO证书的认证领域最为广泛，除可再生能源项目外还包括部分化石燃料和核能。2）由于供过于求，海外绿证价格偏低。2012年以来，GO证书的核发数量一直大于核销数量，2016年后缺口逐渐缩小，近两年由于电力供应趋紧，GO证书的价格也出现了小幅上涨，但依旧不及GEC。目前GO市场上风电和水电供应较大，因此这两类项目交易价格最低。图表34：国内外绿证交易和覆盖情况对比GEC（中国）GO（欧洲）I-REC（国际）核发机构国际可再生能源基金会I-REC国家可再生能源信息管理中心签发机构协会（AIB），2022标准年底已包括35个欧洲国家的28名成员参与标准需签署I-REC设立的《标准条符合标准的机构和个人提供原产地证明的生产注册商款和条件》和《申请表》交易平台I-REC登记系统和被认可的第绿色电力证书交易平台、北京欧洲能源证书系统（EECS），三方交易平台电力交易中心和广州电力交易各大交易所、运营商组织和第三方交易平台（如EEX，GSE，中心（1044号文）ILR，HUPX等）交易方式线下签订合同，I-REC登记系双边协商、挂牌交易、境内或跨境双边交易，每月/统上划转集中竞价季度进行一次或多次拍卖可被多次交易I-REC在被最终消纳前，可以本阶段GEC仅可交易一次被多次交易划转绿证价格据复旦碳价指数，预计2023分为补贴和无补贴绿证，补贴2022年GO平均价格超过3欧年9月水电I-REC为1-5元/绿证平均价格在120-800元/元/张（合人民币约24元/张）张，风光I-REC为3-11元/张张，平价绿证在30-50元/张风电、光电、水电、潮汐发电、风电、光电、常规水电（除存光电、水电、风电、生物质能、绿证覆盖范围海浪发电、海洋流发电、海洋量常规水电）、生物质能、地地热能等压力发电、生物质发电、沼气热能、海洋能等已建档立卡的化石燃料和核能也被包含在发电、可再生热力发电等可再生能源发电项目签发能源类型中资料来源：AIB，EEX，I-RECStandard，国家能源局，欧盟委员会，中国绿色电力证书交易平台，东证衍生品研究院26期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-243）GEC的供需两侧均未被完全开发。GEC的认证领域正在从风光电向其他项目拓展，且占比最大的存量水电项目还未计入绿证核发项目中，因而目前绿证供应还相对偏少。在可再生能源消纳责任权重未完全落实到细分企业的背景下，工业端需求的入市程度较低，因此绿证市场整体呈供需双弱的格局。4）GEC和碳市场的界限愈发清晰。1044号文首次提出绿证是可再生能源生产和体现电量环境属性的唯一凭证，而核证自愿减排量(ChineseCertifiedEmissionReduction,CCER)也体现了可再生能源电力项目的环境属性，两者存在概念和机制上的冲突。1044号文明确，“绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证”。目前GEC价格低于CCER，在供应端放开后，价格在短期内可能会进一步承压，而随着需求端的逐渐放开，长期价格可能会趋于稳定。但可再生能源项目若一旦选择GEC，则也代表其放弃了在CCER市场上能够进行多次交易的机会，最终选择需要根据企业自身的入市目的决定。另外，CCER历史备案项目中可再生能源项目占比72.8%，若部分可再生能源项目从CCER的范畴中脱离，转而加入绿证市场，CCER的供应端可能会有所收缩。5）国内、国际绿证有望实现互认。市场建设初期，GEC在国际上的接受度不高，主要原因有二：一是由于申请绿证的项目无法得到政府补贴，导致早期GEC价格偏高；二是由于RE100的拒绝认可，该组织在评估报告中提到：“中国可再生能源项目环境价值可能在多个机制下被重复开发”，主要指CCER也体现了部分可再生能源的环境价值。目前根据发改委，GEC已纳入RE100的认可范围。未来绿证市场还需建立体系完善的电力消费组合和电力排放因子，解决绿证在碳排放核算中环境价值被重复计算的问题。6）可再生能源消纳权重考核和间接抵扣碳排放的功能可能是未来绿证需求端扩容的主要驱动。目前可再生能源消纳权重考核还未落实到细分公司，因此该部分需求仍待落实。绿证能够间接抵扣碳排放，可以与CCER形成比价竞争。图表35：GO证书历史供需情况图表36：GO证书签发项目来源资料来源：RECSInternational，东证衍生品研究院资料来源：AIB，东证衍生品研究院27期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242.7.2、绿电市场：绿电交易持续扩容，但规模依旧偏小绿电交易的成交价格包括电能量价值和环境价值，因而绿电价值可被视为电能量和绿证捆绑销售后的统一价值体现。从定义来看，绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的全新交易品种，指符合要求的风电、光电等可再生能源上网电量和部分带补贴的新能源项目，交易通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式实现。目前绿电主要在中长期维度交易，部分绿电试点参与现货市场结算，其中约90%的交易电量按合同电量由政府核定的基准价格结算，剩下约10%按照现货市场价格进行偏差结算。绿电价格一般被认为电能量价格与环境溢价之和减去系统消纳成本，前两者分别体现绿电的生产运营成本与环境属性价值。2021年，国网地区绿电溢价为0.03-0.05元/kWh，南网地区约为0.03元/kWh，2022年受煤电价格上浮拉动，部分绿电溢价远超中长期价格，溢价约在0.02-0.1元/kWh。绿电溢价高于绿证价格，两者供需体系较为割裂。绿证的价格在0.03-0.05元/kWh，整体来看价格低于绿电溢价。绿电和绿证的差异在于，绿电涉及电力的实物交割，绿证则仅需要交易该证明，即绿证是在绿电买方不清晰的情况下所产生的凭证。去年由于购电企业对物理交割的强刚需，绿电溢价随着电力供应紧缺而上涨，而绿证交易是建立在凭证上的另一套供需体系，不涉及物理交割，市场购买绿证的目的和绿电不一致，因此两个市场依然存在割裂。未来绿证和绿电溢价理应趋同，但这需要两者供需的逐渐放开与重叠和绿电现货市场的推进发展。绿电和绿证覆盖范围的重叠部分不断扩大。根据南方区域和国网的绿电交易规则，我国绿电交易目前仅限于符合标准的风电和光伏项目，未来可逐步扩大到水电等领域。绿证已经实现对可再生能源实现全覆盖，供应端将与绿电逐渐耦合，两者在市场衔接上会更加顺滑。未来交易量扩大后，绿证甚至可对绿电的环境溢价部分起到发现价格的作用。图表37：新能源参与市场后电力价值体系图表38：我国绿电交易规模持续增加资料来源：北京电力交易中心，东证衍生品研究院资料来源：国家电网，南方电网，东证衍生品研究院28期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24绿电交易持续扩容，但规模依然较小。自2021年9月启动以来，绿电交易规模逐年扩大，目前已达446亿千瓦时，相比2021年翻了5倍多。但从交易规模来看，我国绿电交易规模仅占电力市场交易规模的1.68%，绿电交易比例依然较低。主要原因可能有以下几个：绿电交易在电网输送方面存在约束；绿电项目在建立后大部分都会签署长期保障性收购合同，仅有小部分绿电在市场上交易；带补贴的新能源企业收益会比在市场交易绿电、绿证更高。展望未来，绿证将逐渐取代新能源补贴，环境溢价将被引入市场交易。同时，在能耗双控和碳中和目标的背景下，绿电消纳可能会被逐步纳入用户考核，绿电交易有较大的发展空间。欧洲地区绿电的发展也曾面临波动性大、补贴较高的困境，这一现象在2022年电价飙升时被显著放大。2023年7月，欧盟发布电力市场设计改革方案，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动。CfDs是低碳发电企业和政府及其旗下公司签订的合同。在固定期限内，政府会按事先约定好的执行价格与市场价格间的差额向发电企业发放补贴或收取差额。英国是使用CfDs来支持低碳发电的代表性国家，目前已经开展五轮CfDs交易，合约的时长往往在15年左右。前三轮交易中，由于可再生能源成本快速下降，英国政府不但没有提供补贴，反而收到了中标项目的大量返还费用。然而，CfDs的中长期属性难免会带来远期风险，投资者在项目竞标时会完全依赖于当时对于收入和成本的预期，这也是出现前三轮项目向政府倒付钱的原因。图表39：英国差价合约（CfDs）机制示意图资料来源：欧洲技术中心，东证衍生品研究院欧洲也经历过补贴逐渐降低的阶段，此时PPA的使用逐渐变得广泛，PPA固定了远期销售电量和价格，以此对冲新能源发电不稳定的风险，也能为发电企业提供长期融资，其交易没有任何补贴参与。29期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24PPA分为实体PPA和虚拟PPA。实体PPA由购售双方签订，期限多在10年以上，一般双方会位于同一市场区域，且必须要通过物理电网进行连接，因此灵活性较差，甚至由于其远期风险较大，还需要电力期货进行对冲；虚拟PPA由企业和售电方签订，由于最终支付可为现金结算，其本质上是一种金融价差合约，无需电网物理连接，这使得跨区域的绿电交易成为可能。相比于实体PPA，虚拟PPA相对更灵活，交易量也更大，但跨境监管不充分和绿证循迹困难等风险也被放大。图表40：欧洲实体和虚拟PPA跨境交易模式资料来源：WBCSD，东证衍生品研究院图表42：欧洲各国PPA累计签订容量图表41：欧洲PPA年度签订容量资料来源：WindEurope，东证衍生品研究院资料来源：WindEurope，东证衍生品研究院30期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24欧洲PPA的签订规模在过去两年大幅增长，今年可能再创新高。2022年，欧洲共签订6.74GW的PPA，占绿电装机容量（除水电）的1.55%。分地区来看，西班牙、德国和英国合计占所有签订容量的约50%；分能源来看，2018年以前签订的PPA几乎都是风电，近两年光伏PPA的数量快速增长，按今年上半年的签订增速，叠加新一轮欧盟电改鼓励推进PPA和CfDs的长协签订，今年欧洲的PPA签订数量可能会创下新高。中国的绿电交易与欧洲PPA都能为绿电提供价格发现功能，满足市场的绿电需求，并刺激绿电发展。然而，两者的交易模式和价格水平差距较大：1）最主要的差异：欧洲PPA近似于前期融资，而中国绿电交易通过后期市场机制消纳。两种模式孰优孰劣难下定论，主要是由于市场发展进程的差异、以及市场设计初衷的不同。PPA模式的交易多发生在项目建立之前或者建立初期，电企可以通过长期合同锁定未来长达10多年的现金流，因而PPA相当于为绿电企业提供长期融资，同时也能够激励项目的装机建设。中国的绿电交易发生于项目建成之后，该模式的好处在于能够让市场见证项目的最终回报，从而疏通绿电的消纳路径。此外，在绿电补贴逐渐减少的过程中，补贴部分的价格也能够逐渐由市场摊销，从而减少政府的财政负担。2）中长期模式下衍生品对冲属性的重要性凸显。虽然欧洲PPA本质上是融资合同，但远期新能源发电依然存在较大风险。例如，由于去年电价异常飙涨，欧洲PPA大量违约，而今年又因为风电项目成本增加，PPA价格出现大幅上涨。欧洲能够开展PPA模式，很大一部分原因是企业能够依靠金融衍生品对冲。EEX提供的标准化合约能够提供未来6年的年度期货合约，能够部分对冲PPA带来的长期风险。我国绿电虽然开展的是中长期交易，但依据受功率预测准确性等因素的影响。另外，天气预报、负荷曲线的准确率会随着期限变长而显著下降，叠加考核中难以控制偏差风险，目前绿电交易规则和组织形式仍需健全。图表43：中国绿电交易和欧洲PPA交易对比欧洲PPA中国绿电交易签署合同时期项目并网之后项目建设启动之前合同期限1天-1年平均10-20年交易方式双边协商交易、挂牌交易、竞价交主要为双边交易（购售双方、企业易（部分地区）和售电方）和竞价拍卖交易考核/执行主体电力交易中心和电网企业购售双方自行开展交易价格各省市差异较大，1H23均价约1Q23欧洲光伏均价约73欧元350-450元/MWh/MWh，风电约106欧元/MWh价格组成电能量价格+绿电环境溢价无强制拆分结算方式结算优先级最高，最终由电网企业发电企业直接结算完成结算资料来源：LevelTenEnergy，RMI，能见，国家能源局，东证衍生品研究院31期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-243）国内绿电价格较低，偏差考核对预测准确性提出更高要求。我国绿电价格则被拆分为电能量和环境溢价两部分，由买卖双边定价，而欧洲PPA的价格不作细致区分，由于期限较长，还会将部分增长指数纳入联动考量。此外，国内绿电环境价值较低，风光交易价格和欧洲相比有很大差距，且部分地区的绿电价格还未达到燃煤基准价，主要是因为供给侧大量入市，但需求侧激励较弱。此外，PPA的考核机制由购售双方自行协定，或是通过衍生品和保险产品对冲，而我国的偏差考核机制仅在部分省份初步建立。对于绿电企业来说，偏差考核是一种惩罚性机制，根据京津唐平价新能源项目入市规则，偏差考核结算费用由新能源企业承担，向火电企业分配收益，这给企业的功率预测准确性带来了更大的挑战。图表44：欧洲PPA平均签订价格图表45：1H23主要省市（地区）绿电均价地区绿电价格（元/MWh）与普通电能量价格差距新疆281燃煤标杆电价-2%宁夏268.5燃煤标杆电价+3%甘肃260-283较火电均价低约180元/MWh陕西425.85较交易均价+3.2%冀北442.34-京津唐400-450-湖南539.08（省间）较交易均价+46.28元/MWh江西497.17燃煤标杆电价+20%江苏486-490普通电能量价+20元/MWh安徽约450较长协价-20元/MWh广西515-525普通电能量价+25元/MWh资料来源：LevelTenEnergy，东证衍生品研究院资料来源：能见，东证衍生品研究院32期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242.8、储能市场：储能市场供需两旺，盈利机制仍需完善储能作为一种柔性电力调节资源，能够平抑新能源波动性、提升消纳能力、增强并网性能，是电力市场转型中的关键一环。按时长分类，储能可以被分为短时储能和长时储能。长时储能多用于解决调峰、并网等电能量时空迁移问题，而短时储能多应用在调频、爬坡、顶峰等高频应用场景，其循环寿命较长。从应用场景来看，我国储能主要应用在发电侧、电网侧、工商业和用户端，发电侧和电网侧统称为表前储能，工商业和户用储能统称为表后储能。户用储能是早期发展阶段的主力，装机份额一直保持在50%以上，而近年来表前储能快速发展，今年上半年我国新增储能项目中，表前储能规模占比达98%。新能源配储仍依靠政策助推。发电侧方面，目前火电配储经济性较为显著，而新能源配储虽有政策支持和项目建设方面的优势，但会增加项目本就偏高的投资成本，目前仍然依靠政策推动。我国已发布强制性配储比例的省份包括山东、陕西、河南和内蒙古等，山东枣庄配储比例为15%-30%，时长2-4小时，是目前配储要求最高的地区。图表46：不同应用场景的储能盈利方式和开展情况应用领域主要参与方式盈利方式开展情况火电配储，缩短火电机组通过提高电厂调频响应能力、参火电配储经济性较高，山西、广东、火电响应时间，提高调节速率与调频辅助服务（主要为AGC（自内蒙古、河北已有联合调频项目和精度动发电控制）调频）发电侧新能源配储，主要为风储降低风光弃用率来增加电费收新能源项目需按比例配储，并在审表新能源和光储，目的是为了平滑入，支撑项目参与现货与辅助服批、并网环节有优势，但项目投资前新能源输出务市场等成本较高，目前仍由政策驱动储2019年前可通过输配电价回收能传统储能主要为调峰、调频、备用成本，目前调峰、调频服务仍依目前辅助服务费用难以传导至用户电源等辅助服务侧，成本高且经济效益不足靠辅助服务费用补偿电网侧独立储能辅助服务市场交易，出售共享租赁（最主要）、辅助服务、2023年开年中标的储能项目中独立或租赁储能现货套利、容量电价补偿等储能数量高达12个，占比接近40%户用储能通常与户用光伏系统组主要为峰谷价差套利处于示范阶段，目前只在部分高端别墅等少量场景应用表合安装后应用在工厂、商城、光储峰谷套利（最主要）、能量时移、政策推手多，包括分时电价、峰谷储需求管理、需求侧响应、电力现价差、工商业用户参与电力市场等货市场交易、电力辅助服务等能工商业储能充一体化和微网等场景中，降本增效资料来源：中能传媒研究院，东证衍生品研究院独立储能价值逐步显现。电网侧方面，传统储能的大部分服务为调峰和调频，但目前辅助服务费用还难以传导至用户侧，该领域还未完全开发；而独立储能作为新型储能，其盈利方式更为广泛、参与市场更加灵活性，2022年，发改委和能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，此后多个省份（地区）出台政策以推动独立储能参与电力市场。目前来看，电网侧储能的商业价值正逐步显现。33期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24政策推手众多，工商业储能大有可为。近年来，工商业储能领域出台了大量支持性政策，例如精细化分时电价、推动工商业主体进入市场等。三种应用领域中，工商业储能的盈利模式最为清晰，随着新能源入市，峰谷电价差、需量电费管理和需求侧响应服务还将进一步增加，政策支持下，工商业储能可能是未来最具有发展潜力的领域。2017年，我国发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，2019年国网和南网相继发布关于储能发展的指导意见，我国储能市场就此进入发展快车道。根据CNESA，截至2022年底，中国已投运电力储机规模59.8GW，占全球规模的25%。目前抽水蓄能是我国长时储能的主力，占2020-2022年储能累计装机规模的77.1%；短时储能中，锂离子电池占绝对主导地位，占累计总装机量的20.59%，其余技术，例如钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等近年来在规模上也有所突破。图表47：2020-2022年中国电力储能市场累计装机规模结构（MW%）资料来源：CNESA，东证衍生品研究院储能市场供需两旺，表前表后市场共振。今年以来，储能政策密集出台，共有270余项储能相关政策发布，体现出国家建设储能市场的决心。根据国家能源局，截至今年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模超70GW，新型储能项目累计装机超过17.33GW/35.8GWh，1-6月新投运规模相当于历年装机的总和，新型储能迎来爆发式增长，抽水蓄能的占比首次降低至70%以下，这与今年上半年作为原材料的碳酸锂价格下跌密切相关。需求方面，根据CENSA的不完全统计，储能招标的规模已超60GWh，集采/框采规模已经较去年全年翻倍。表前市场方面，百兆瓦级项目数量增速明显，上半年有40余个项目投产，同样翻倍于去年；表后市场方面，户用和工商业储能虽然由于基数较低而新增规模占比较小，但其备案数量出现大幅增长，仅今年6月，全国共备案超250个用户侧储能项目，江苏、浙江和广东三地数量占比达81%。以上三省出台率先出台分时电价政策，后续四川、辽宁、北京、新疆和贵州等地同样调整了分时电价，随着盈利空间逐步扩大、项目回本时间或逐渐缩短，用户侧储能项目可能会吸引到更多的市场资本。34期货研究报告图表48：1H23各功率等级储能项目新增情况能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表49：1H23投运新型储能项目装机分布（MW%）资料来源：CNESA，东证衍生品研究院资料来源：CNESA，东证衍生品研究院欧洲储能市场建设起步于2013年前后，比我国早4-5年左右。德国和英国的储能市场规模增长最快，两国2013年至2022年的储能装机复合增长率分别为79%和73%，慢于我国过去5年102%的增速。欧洲的表前储能和表后储能发展较为均衡，2021年占比分别为44%和56%，这与我国户用储能被挤占的情况不同。德国是最大的表后储能市场，2021年的累计户用储能规模占总量的59%；英国是最大的表前储能市场，英国和爱尔兰规模增长最快，2022年，两地表前储能的增长规模占总增量的约三分之二。由于德国的分布式光伏保有率逐渐接近饱和，未来德国的发展重心或向表前储能倾斜，但由于没有容量市场兜底，表前市场可能还需盈利机制或政策端推动；英国方面，由于项目容量限制被取消，政策支持力度较大，未来可再生能源配储可能成为表前储能的潜在发展方向。图表50：欧洲主要地区储能累计装机量图表51：2021年欧洲累计储能装机结构（MW%）资料来源：BloombergNEF，东证衍生品研究院资料来源：WoodMackenzie，东证衍生品研究院35期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表52：2021年欧洲户用储能装机结构（MWh）图表53：2022年欧洲表前储能新增装机结构（MW%）资料来源：SolarPowerEurope，东证衍生品研究院资料来源：LCP-Delta，WoodMackenzie，东证衍生品研究院欧洲各国储能的盈利方式和发展路径存在差异，对我国各地区的发展具有参考意义。1）不同储能盈利模式的利润差异较大。根据BNEF的盈利模型，欧洲大储项目的收入主要来自频率响应，多样的频率产品为该业务打下坚实基础，其收益相当可观。西班牙和意大利的主要盈利来自电价套利，但难以回收成本。各国因地制宜，通过开展招标、建立拍卖规则和提供资助和补贴等辅助性政策协助储能市场建设。图表54：欧洲各国一小时储能项目运营利润模型资料来源：BloombergNEF，东证衍生品研究院期货研究报告36能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-242）容量市场对储能的托底作用显著。由于频率市场面临饱和，部分地区收益较低，需要容量电价兜底。目前英国、法国、比利时、意大利等地已设计并运行容量市场，英国自2014年起每年都会进行容量市场拍卖，在开展初期，容量电价拍卖竞价显著上升，商业可行性通过市场机制逐渐显现。德国并未建立容量市场，主要是因为政府已给予企业高额的新能源补贴，在容量超配的情况下，引入容量市场的必要性和经济性较低。此外，容量市场对表前储能的托底作用更为显著，因此英国表前储能建设更加领先。3）较高的居民电价激励户用储能发展。2012至2020年，德国的居民电价维持在0.3欧元/MWh左右，在欧洲地区处于较高水平，主要是由于其对居民征收较高的可再生能源税。高昂的居民电价使得户用储能的套利空间巨大，因此居民有较强的主动配储意愿。4）风光电参与程度的不同会导致储能偏好差异。对比徳英两国的能源结构，两者最大的差异在于：1）德国可再生能源发展相对英国更早，历史上，德国风光电的占比一直领先于大多数其他欧洲国家，新能源占比的提升加大了日内电价的波动，从而放大了储能充放电的套利空间；2）德国分布式光伏建设领先，英国则主要依靠风电。从配储角度来看，分布式光伏对户用储能的发展有连带拉动作用，目前光储已经成为德国最主要的储能模式，未来配储率有望达到90%。图表55：德国和英国居民电价和风光电占比对比图表56：欧洲储能建设规模预测资料来源：EMBER，欧盟统计局，东证衍生品研究院资料来源：EASE，LCP-Delta，东证衍生品研究院我国储能市场即将迎来高速增长期。截至2022年底，全国已有24个省市明确“十四五”新型储能建设目标，规模总计约64.85GW，已超过发改委于《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设定的于2025年实现30GW装机的目标，储能市场或将迎来超预期增长。市场的发展与行业盈利效应密切相关，在储能盈利机制方面，我国储能企业的收入主要来自三个方面，容量租赁、峰谷价差套利和容量补偿。其中容量租赁易受出租率37期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24的影响，各地的容量补偿政策有所差异，峰谷价差的细化则仍需完善，因此我国在提高行业收入稳定性、明确储能盈利空间等方面还需加强建设：1）收入保底：容量电价机制亟需完善。我国容量市场成本回收机制不明确。考虑到储能需求迅速增长的现状，容量电价机制亟需完善。目前新疆已尝试引入容量电价，对独立储能实施0.2元/kWh的固定容量补偿，由全体工商业用户共同分摊，这意味着只要企业进行短时满功率运行，证明容量可用，即可获该部分补偿作为保底收入。但新型储能技术路线众多、成本差异较大，不同项目的容量电价可能需要更加精细化的制定。2）收入模式：增加参与辅助服务市场的途径。相对欧洲来看，目前我国储能企业参与辅助服务市场的方式单一，调频服务产品种类较少，传统机组和新型储能在不同频率市场价值体现的差异较小，同时辅助服务市场本身还面临市场激励不足、产品服务定价未体现差异等问题。我国需要建设更多样的辅助服务品种和更为合理的性能评价、定价和出清模式，为储能企业参与电力市场提供更多可行途径。3）盈利空间：峰谷价差定价还需细化。欧洲的市场化程度较高，德国日内交易的峰值电价可达200欧元/MWh，午间或晚间的谷时电价甚至可能为负数，价差在平均在150欧元/kWh（合约1.2元/kWh）左右，充放电盈利十分可观，而2022年山东省的平均峰谷电价差不到0.5元/kWh，其中虽然有电价相对较低的缘故，但另一个重要原因是峰谷价差不足。我国还需细化分时电价，按实时波动进一步合理扩大峰谷价差，扩大储能市场的盈利空间来吸引市场资本进入。未来现货电价的波动性有望逐渐传导至用户端，户用储能的经济效益将慢慢放大。4）利用效率：配储不应成为新能源企业的经济负担。根据中电联，2022年我国电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储项目仅为6.1%，整体效率偏低，这也意味着配储可能并未从经济意义上如预期般提高新能源的消纳效率，高昂的投资建设成本反而给项目带来经济负担。图表57：2023-2027年我国新型储能累计装机规模预测资料来源：CNESA，东证衍生品研究院期货研究报告38能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-243、我国多层次统一电力市场体系的建设路径探析我国已在日前市场耦合的前夕。综合前文所述，我国现货市场第一批试点省份已多数进入长周期结算试运行阶段，在进入正式运行后，下一步需要考虑的就是省间现货的耦合。南方区域电力市场发展较快，到今年年底前将实现结算试运行，电力现货交易将从广东省内扩大至南方五省区，为后续全国统一电力市场的建立铺路。本节将对比中欧市场的建设路径，借欧洲经验为我国统一电力市场建设提供参考。3.1、中欧统一电力市场的建设背景我国资源禀赋不均，发电资源主要集中在西部地区，而用电负荷主要集中在东部地区，且两者地位相对固定，导致我国长期保持“西电东送”的格局。IEA对比了中国电力系统在是否具有灵活运行能力下的运营成本，结果显示，在加强经济调度、扩大区域化交易和建设更多跨区域输电线路的情况下，电力系统运行成本将每年节省约4200亿元，减少约7.5亿吨碳排放量；若建立“二级市场模式”，即余量或容量耦合模式，可使全国电力市场减少6-12%的运营成本、2-10%的二氧化碳排放量和10%左右的弃电量。从理论上来说，统一市场能有效衔接各层级机制，在最大范围内优化电力资源配置，提升能源利用效率，提升电力系统的灵活性和稳定性，还原电力的商品属性以发挥市场竞争作用，因此建立统一电力市场具有一定必要性。图表58：具备灵活运行能力的系统运营成本更低图表59：118号文设定的统一电力市场建设目标项目2025年目标2030年目标全国统一电力市场体系初步建成全国统一电力市市场的实施场体系基本建成省/区域市场的与国家市场协同运与国家市场联合作用行运营中长期/现货/一体化设计、联合辅助服务市场运营-之间的衔接跨省跨区交易/交易规模显著提高-绿色电力交易有利于可再生能可再生能源源、储能等发展的可再生能源全面市场交易和价格机融入市场交易资料来源：IEA，东证衍生品研究院制初步形成资料来源：国家发改委，国家能源局，东证衍生品研究院欧洲统一电力市场的建设基础条件与我国相似，欧洲的国家电网相当于我国的省网，期货研究报告欧洲互联电网覆盖35个国家，我国拥有34个省市（地区）；欧洲和我国都具有相对固定的输出和受入地区，欧洲北电南送，我国西电东送；欧洲互联电网供电人口约7.5亿人，我国需要维系约14亿人口的用电。基础设施方面，我国和欧洲均拥有超30家电力交易所，我国省级电网机构的数量接近欧洲大型TSO的数量。由于地39能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24理范围更广、用户体量更为庞大，我国用电量是欧洲的3.5倍，跨区域输电量是欧洲的4倍，理论上我国执行区域间的电力资源调配将产生更高的经济和运营效益。图表60：中欧统一电力市场建设的基础条件对比中国欧洲细分地区34个省市（地区）35个国家（ENTSO-E地区）地理面积约1045万平方公里约472万平方公里人口数量约14亿约7.5亿交易中心33个省级电力交易中心，2约30家电力交易所，多数个区域性交易中心（北京、交易所开展跨境电力交易广州）业务输电网机构32个省级电网及39个TSO配电网企业省市/地方电网超3000家DSO用电量（2022年）8632TWh2475TWh主要输电方向西电东送、南电北送主要北电南送输电线路长度81.7万千米30.8万千米（220kv以上）跨区域输电量约1770TWh450.7TWh资料来源：ENTSO-E，Wind，国家能源局，东证衍生品研究院3.2、统一电力市场建设的现状与难题2022年，发改委和能源局印发118号文，明确指出要“建全多层次统一电力市场体系”和“研究推动适时组建全国电力交易中心”，在建设全国统一电力市场的目标、体系、交易机制和规划监管等方面提出了全面要求。多层次市场是在电力市场发展过程中相对自发形成的体系，主要可以划分为省市、区域和全国三个层次。基于国情考虑，行政管理、电力规划、价格体系等均按省实施管理；就安全调度来看，国调和网调管辖跨区域间市场调度，而省调需保证省内电力供应的安全性，因此省级电力市场是可被认为是统一市场的基础单元。区域电力市场在区域内优化电力资源配置，目前主要是作为探索电力市场建设路径的试点和标杆。全国市场在更大范围内促进电力资源配置，消除市场壁垒，使新能源能够更容易被市场消纳。“统一”则更为复杂，从市场角度来看，统一不仅体现在交易方面，还体现在技术标准、市场规则和监管等方面；从区域维度来看，统一在于省间和省内交易；从时间尺度来看，统一体现在不同期限品种的配置和交易。本文将主要关注市场交易方面的统一。市场运行模式已基本统一从市场模式来看，我国正在从分散式向集中式靠拢。在集中式模式下，所有发电量都由一个中央市场机构进行调度配置，并以金融合同（如差价合约）的方式代替实物执行。40期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24我国大多数现货市场采用集中式市场模式，曾有过福建和蒙西两个分散式市场，但蒙西地区在2022年也转变为了集中式市场。考虑到输电阻塞管理，我国主要采用节点边际定价而非分区定价，节点边际价格具有更高的分辨率，更为适合消纳可再生能源。全国交易中心有望统一全国统一电力交易中心首次提出于2022年的118号文，2023年7月，北京市政府发布《北京市贯彻落实加快建设全国统一大市场意见的实施方案》，其中提到“积极争取全国电力交易中心在京落地”，细化了全国电力交易中心的建设目标。但未来全国交易中心会如何落地、其主要作用都还不明确，北京、广州两大区域性交易中心的去留也尚未可知。同时，现货试点省份之间交易组织和结算方面都还存在差异，统一协同难度较大。此外，建设统一交易中心意味着原本通过电网间合作或是政府协商达成的交易将可以通过自由交易实现，但目前来看，电网在安全保供方面依然发挥着重要作用，即便全国交易中心建设成功，仍需较长时间向完全市场化过渡。省间交易机制仍待统一省间市场目前还无法完全满足日前耦合的要求，主要矛盾点在于：1）欠缺完善的市场耦合机制。容量匹配和出清机制都还处于探索阶段；2）省内与省间隔阂依旧。我国省间和省内市场相对独立，省间交易电量出清后再进行省内匹配，还需不同品种的交易运作的协调统一；3）缺乏省间交易机构。该机构应当能够组织省间交易，具有匹配、计算、出清省间通道容量、输电流量和结算价格的能力；4）输配电价构成需进一步明确。除了需要合理地回收输配电成本，还需考虑容量补偿费用和辅助服务费用，真正落实“谁受益、谁承担”。3.3、欧洲统一电力市场的建设路径就组织结构来看，欧洲电力市场是各国层面和统一耦合市场的二级市场架构。由于各国国情、技术路径和资源禀赋等的差异，在现货市场耦合之前，各国电力市场已自成体系，在建成之后，各国市场在部分运行机制上也相对独立。从路径来看，欧洲统一电力市场的建设是“由零划整，自下而上”的过程，主要需解决来自硬件设施、市场机制和技术隔阂等方面的挑战。3.3.1、不断演变整合的互联电网架构互联电网早期各国电力市场较为独立，各国都比较注重本国的电网建设，互联线路的投资较少。2002年，欧盟要求各成员国到2005年底，需保证其互联线路具有本国10%总装机量的传输容量。2008年，ENTSO-E建立，加紧了TSO之间的联系，并设计提出了十年电网发展计划（TYNDP），该计划是TSO建设规划的基石，也是实现欧洲能源目标的重要手段。ENTSO-E每两年发布一次TYNDP，内容包含对未来欧洲电网的情景分析、系统41期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24的需求预测和项目的成本效益分析等，并说明电网发展所能带来的效率提升，该计划可被视为欧洲互联电网的未来规划和指引。在ENTSO-E的支持下，欧洲互联电网建设取得显著成效。2010年至2020年，欧洲建设了超过70条海底或陆上线路，跨境交易电量从2010年的347TWh增至2018年的435TWh。截至2022年底，欧洲已建成51.17万公里的线路、2.18万公里的电缆和349条跨境通道。根据最新的十年规划，到2030年，ENTSO-E的目标是增加141个跨国运输和23个储能项目，同时增加91GW的跨境输电能力，相较于当前的93GW几乎翻倍。图表61：2010-2019年规划线路建设情况图表62：2022年欧洲电网未来十年建设规划资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院认证电力市场运营商（NEMO）和区域协调中心（RCC）电力市场耦合主要有集中式和分散式两种模式。集中模式下，原分散于不同机构的职能由一个跨区域实体承担，电能量和输电市场联合运行；而在分散模式下，各个区域都会保留原有的职能，即电能量和输电市场独立运行，每个地区的价格不同，而跨区输电容量则需要通过统一分配获取。欧洲主要采用分散式模式，内含集中式要素。在早期阶段，北欧很早就建立跨区域电力市场，南欧地区的电力市场改革普遍偏慢，德国的电改方式相对激进，而法国在电改中保留了计划制特征。由于区域间发展差距较大，早期欧洲主要采用分散式模式，但各大区域性交易中心的建立给予了市场集中组织交易电力的渠道，区域性电力市场逐渐从分散式向集中式转变。NEMO和RCC协调跨区域市场运营，是跨区域市场的关键组成。NEMO是由欧盟成员国指定的市场运营商，例如NordPool和EPEXSPOT，成员国至少指定一个NEMO，初始任期为四年。NEMO除了拥有与普通TSO类似的职能，其特点主要体现在集成多个市场的整合出清上，它们与分散的TSO和其他NEMO合作，负责各国和区域间的日42期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24前和日内市场耦合。截至2023年9月，欧洲共有17家NEMO，多数国家都指定了至少两个以上的NEMO。RCC是多个TSO/NEMO合作运营的区域性电力协调中心，由区域安全协调机构（RSC）演化而来，RCC最重要的功能是协调区域间的容量分配，同时协调系统操作和防范市场风险，以确保电力市场的安全性。在协同运作方面，RCC根据每个TSO提供的单地区电网模型（IGM）构建统一的泛欧通用电网模型（CGM），周期从一天到一年不等。因此RCC能够进行中长期安全分析和充裕性预测。建立CGM后，TSO和RCC都能访问于统一披露的电网运行数据，根据电力系统的运行情况做出最优决策，保障统一电力市场运行的流畅和安全。图表63：2023年欧洲NEMO名单图表64：RCC整合泛欧电网模型的方式资料来源：NEMO委员会，东证衍生品研究院资料来源：CORESO，东证衍生品研究院3.3.2、关键现货市场耦合机制期货研究报告现货市场的耦合是欧洲统一电力市场的核心。2010年后，欧洲风光电比例和现货交易比例都有明显上升，适应新能源发电波动性、利用金融合同进行价格对冲的需求见长，因此现货市场的耦合成为实现市场稳定发展的关键。以下为欧洲现货耦合市场的关键机制（部分机制请参考《欧洲电力市场供需格局和电价分析》）。输电容量的分配机制：区域性机构统一匹配出清2015年和2016年，欧盟分别发布容量分配和拥塞管理指南（CACM）和远期容量分配（FCA）规则，两政策分别规范了现货跨区输电容量和远期跨区输电容量，其中，CACM规则被称为欧洲统一电力市场基石，值得特别关注。CACM规则为跨境容量提供指引，RCC计算容量分配，NEMO执行耦合交易。早期跨境输电容量由部分地区的TSO进行单独或协调计算，在CACM规则下，跨区容量的匹配和出清由RCC和NEMO分别负责。现货交易的过程中，RCC通过协调容量计算方法43能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24计算各电网之间的通道可用容量，NEMO则通过隐式拍卖的方式组织日前耦合交易，容量费用被包含在日前算法中统一出清，NEMO还以连续交易的方式组织日内耦合交易，并通过隐式拍卖辅助交易。NEMO协调开展容量出清的区域被称为容量计算区域（CCR），CCR将前中东欧和中西欧合并至欧洲的核心区域（ACER第06/2016号决定），进一步实现欧洲最中心市场的容量统一出清。目前容量耦合区域已经覆盖了大部分地区，仅有挪威、英国、瑞士和部分东欧地区除外，根据TYNDP的规划，未来CCR还将进一步扩容。图表65：2023年CCR覆盖国家图表66：CCR内容量匹配与出清机制资料来源：NEMO委员会，东证衍生品研究院资料来源：《欧盟电网规范（2020版）》，东证衍生品研究院区域电价的形成机制：分区定价欧洲电力市场采用分区定价的价格形成机制。大多数国家在市场开放时以国界为限形成竞价区。根据ACER，批发电力市场以竞价区为单元，消费者在竞价区内可以不受限制地与任何发电机构签订电力合同。欧洲分区定价的设计主要是基于其政治和经济考虑，首先是各国国内的网络阻塞相对较少，而区域统一电价也能够减少政府的管控成本，还能通过增加市场流动性来提升经济效益。集中模式下的节点电价与之相反，更注重电网的物理约束，对输电阻塞地区形成差异化定价。考虑到个区的阻塞情况，目前欧洲正在推进价区的拆分，挪威被拆分为五个定价区，瑞典为四个，意大利为六个。日前耦合机制：PCR项目单一日前耦合计划（SDAC）指泛欧跨区域日前电力市场的耦合，目前各国的参与情况与CCR区域基本一致（除挪威外），其运行的关键在于区域价格耦合（PCR），该项目是由欧洲各大电力交易所共同倡议的区域耦合项目，各市场机构在交易所报价，然后由44期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24PCR机制统一出清。PCR机制的关键成果是建立了统一的日前电价联合出清算法Euphemia，该算法的输入分为三类，分别是报价数据、拓扑数据和网络数据，分别对应报价信息、节点信息和各种物理电网的约束条件。随后通过算法形成阶梯状或分线段型的供需曲线，其交点即为市场耦合价格。从交易流程来看，TSO共享可用通道容量，交易中心共同接收市场订单，各NEMO单位轮流运行统一算法，随后计算价格、容量和跨境流量，最终TSO根据出清结果向用户输电。自从2014年创建以来，日前耦合市场范围已覆盖欧洲98.6%的地区，平均每年通过日前耦合实现约1.5TWh的跨境流量。图表67：欧洲竞价区分布图表68：日前耦合分段线性出清模型资料来源：EUI，东证衍生品研究院资料来源：ENTSO-E，NEMO委员会，东证衍生品研究院日内耦合机制：X-BID计划欧洲大多数日内电力市场都在单一日内耦合市场（SIDC）中耦合，其前身是跨境日内项目（XBID），市场提供显式和隐式两种连续交易模式，交易以先到先得的原则进行，最高买入价和最低卖出价先行匹配。XBID拥有三个模块，分别是共享订单簿，容量管理模块和运输模块。在交易过程中，市场订单和通道容量数据将被集中整合在订单和容量两个模块中，随后由运输模块执行交易和输送电能。这意味着只要传输容量可用，市场参与者的订单将与任何其他竞标区的报单进行匹配。欧洲的日内耦合区域至今已有四轮扩张，英国、爱尔兰和意大利等国家还未加入耦合。目前参与日内耦合的国家均推出了一小时的产品，德国、奥地利和荷兰等地的交易产品最短时限为15分钟。根据NEMO委员会，未来15分钟产品会在更多地区供应。实时平衡市场并不属于统一市场，各国独立在范围内开展。45期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表69：欧洲日内耦合地区批次及交易参数日内耦合批次第一批第二批第三批第四批荷兰&比北欧&波奥地利法国德国伊比利亚保加利亚克罗地亚捷克匈牙利波兰罗马尼亚斯洛文尼亚意大利斯洛伐克希腊利时罗的海最小规模最小规模为0.1MW最小单价0.01欧元/MWh交易规模范围0.1MW-999MW价格区间-9999欧元/MWh-9999欧元/MWh15分钟xxxxxxxx30分钟xxx产品一小时xxxxxxxxxxxxxxxx用户自定义xxxxxxxxxxxxxx备注自定义产品最小时限为一小时资料来源：NEMO委员会，东证衍生品研究院3.4、对我国统一电力市场建设的启示期货研究报告1）顶层政策的指引起到至关重要的作用欧洲的问题是如何将差异较大的碎片化市场整合起来，因而是由零划整的演变路径，而我国早期的电力市场带有浓重的计划制色彩，向市场化转变的方向更偏向于自上而下，但两者都离不开政策的指引。欧洲方面，电改正式启动的信号是1996年的能源改革法案，2009年的第三能源包实现了发电和供电部门的拆分，同时基于欧盟在2007年提出的可再生能源目标，确定设立ACER和ENTSO-E等组织。我国垂直一体化市场的拆分、发电侧和售电侧的放开以及电价市场化改革都由顶层政策推动。由于各省份发展情况的不同，我国的电力市场政策往往秉持“1+N”的规则体系，及一个统一市场规则，和若干个市场基本规则或地区性细则，顶层政策更多着重于发展方向和路径，不包括详细的实施方式，给各地区因地制宜留足了空间。从当前省间市场的发展情况来看，京津唐和长三角地区市场建设速度偏慢。由于这两地均是受电地区，区域内部进行资源配置的需求较弱，同时两地区的新能源比例较低，因此新能源的消纳需求不大，进而对调峰和容量市场的建设也相对不敏感。对于拥有以上特点的地区，政策的引导和激励有望显著提振市场建设的信心和动能。2）日前市场是统一现货市场的核心建设统一现货市场的核心在于日前市场耦合，主要有以下原因：1）新能源入市程度加深，中长期合同难以对冲短期内高波动；2）日内市场是对日前市场的补充，本质上是余量市场，按交易时序运作也需要排在日前交易之后；3）日前耦合是建设日内耦合的基础，就欧洲来看，日前市场和日内市场的匹配、交易、执行主体基本一致，从某种程度上来说日前市场是日内市场的预先尝试。46能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-243）跨区域容量耦合机制是关键要素无论是日前还是日内市场，交易达成的三要素是容量、价格和流量。其中，价格由耦合机制整合计算，流量是结算后的执行输送，而容量数据可以作为耦合的前置限制性条件。由于参与耦合的容量数量可以调整，在统一市场的建设过程中，市场可以逐步放开参与耦合的容量，为实现部分电量耦合提供可能性，也能为统一化交易提供过渡期。4）需真正落实各层次市场主体的职能在省市、区域、全国三个主要层次中，区域级市场存在一定争议。若全国统一交易中心落地后取代了北京、广州两大区域性交易中心，则其将面临比欧洲大一倍的输电网络容量匹配需求和电力交易量。欧洲市场发展比我国更早，但目前运营的也是“国家加区域”的两级市场模式，通过多个NEMO和RCC协同运作实现耦合，还未出现泛欧统一电力交易机构。因此我们推测，在统一市场建设初期，全国电力交易中心的落地将不会立即取代区域性交易中心的职能，更可能起到统筹协调区域性交易和扩大市场运行范围的功能，这也意味着区域性市场将依旧发挥其配置区域电力资源的作用，三个层次的市场主体将协同运作。5）合理的输配电价是跨区域交易的支撑欧洲电力市场建立了多种跨区域输电成本的回收机制，包括通过容量电费、通过输电权交易和输电成本补偿机制等方式。我国输配电价已发展至第三监管周期，电价构成较前两个周期更加细化，线损、容量电费和辅助服务费用单独列示，但其中容量电费并没有实现规范合理的定价模式，辅助服务费用还存在单边博弈的情况。此外，也依然存在准许成本折旧计算有偏离、价格机制相对不灵活、输电通道使用权市场化分配机制尚未建立等问题，输配电价的各组成部分都还需进一步完善。3.5、我国统一电力市场可能建设路径探析期货研究报告统一电力市场的建设道阻且长，我们在此参考IEA提出的未来电力市场的三种可能模式，分别是余量市场模式、容量耦合模式和一级市场模式，前两种是两级市场模式，全国市场与省级并存，且省级市场能够保持其市场结构和电力调度自主权，是在深度耦合之前的中间阶段。余量模式类似于现有国网地区试行的跨省余量交易模式，是将省内过剩的电力上架至全国运营机构交易，有利于更好地消纳新能源，在互联各地的同时还能够保证各地市场的差异化特点。其问题是省间交易较为有限，市场仅在有限额的电量中运作，但余量市场也能够通过不断引入交易量的方式迭代升级。容量耦合模式类似于南方电网试行的区域集中出清模式，相比余量市场，其特点是进行全市场容量的耦合。该模式优先考虑电力资源的优化配置，两级市场并行，地方市场将保留市场价格特点和电力调度自主权，价格方面，输电容量将被纳入日前市场的清算。47能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24图表70：中国全国电力市场的三种可能模式两级市场模式余量模式《中国能源转型展望》一级市场模式（CETO）模式在整个互联范围内实行市场竞争原理概述提高可再生能源消纳并保留差提高互联通道利用率，并保留各地价和一体化异化的地方市场设计格形成及电力调度的自主权·全国日前交易市场接收全体市场电力市场次·地方预调度·全国日前交易市场预先出清参与者报价序·发电余量/差额报价提交至·得出的互联输电量被地方市场用作·全国日前交易市场出清全国日前交易市场边界条件·全国日前交易市场出清，为·地方市场出清全国市场运营机构，或者地方市场地方市场更新输电量运营机构合作市场运营机地方+全国市场运营机构地方+全国市场运营机构由全国日前交易市场隐式分配构(MO)价格耦合互联通道容有限，根据交易的富余电量由全国日前交易市场隐式分配量利用率竞价区之间无耦合容量耦合的耦合在隐式拍卖中，输电容量被纳入全国日前交易市场的清算中，隐式拍卖通常被称为“市场耦合”。价格耦合中，耦合算法集中计算价格和输电量，而容量耦合中，只根据收到的竞价计算输电量。资料来源：《中国建设全国统一电力市场：电力现货市场路径》，东证衍生品研究院在市场耦合方面，欧洲采用的一些模式可以为我国提供参考。欧洲地区间资源禀赋差异较大，送受电关系相对固定，这与我国市场基本一致。欧洲在建设统一市场的过程中，保留了各国内部电力市场的差异化特征，我国市场在初期也可尝试“相对统一”的耦合方式，即保留各省市的市场价格和体系特征，先达成容量侧的耦合。此外，虽然我国主要采用集中式市场模式，但电力调度层级分明，这与欧洲分散化的调度主体相似，从当前来看，依靠若干个区域性机构进行分散式调度的模式可能更为适合我国。欧洲在电力市场发展初期采用了容量耦合模式，即以互联容量为边界条件来实现电力调度。但这并不代表容量耦合模式更加优秀，两种模式均符合帕累托效应，能够在不损害各方利益的情况下增加全社会福利。考虑到我国电力市场的发展情况，在统一电力市场的建设初期，余量模式更适合需要消纳新能源出力的地区，而容量耦合模式则更适合在区域性电力市场先行运作，两种模式均可逐渐扩大耦合规模，待市场发展条件成熟之后再作价格上的统一。4、风险提示期货研究报告电力市场发展不及预期，政策面不及预期等。48能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24期货走势评级体系（以收盘价的变动幅度为判断标准）走势评级短期（1-3个月）中期（3-6个月）长期（6-12个月）强烈看涨上涨15%以上上涨15%以上上涨15%以上看涨上涨5-15%上涨5-15%上涨5-15%震荡振幅-5%-+5%振幅-5%-+5%振幅-5%-+5%看跌下跌5-15%下跌5-15%下跌5-15%强烈看跌下跌15%以上下跌15%以上下跌15%以上上海东证期货有限公司上海东证期货有限公司成立于2008年，是一家经中国证券监督管理委员会批准的经营期货业务的综合性公司。东证期货是东方证券股份有限公司全资子公司。公司主要从事商品期货经纪、金融期货经纪、期货交易咨询、资产管理、基金销售等业务，拥有上海期货交易所、大连商品交易所、郑州商品交易所、上海国际能源交易中心和广州期货交易所会员资格，是中国金融期货交易所全面结算会员。公司拥有东证润和资本管理有限公司，上海东祺投资管理有限公司和东证期货国际（新加坡）私人有限公司三家全资子公司。自成立以来，东证期货秉承稳健经营、创新发展的宗旨，坚持以金融科技助力衍生品发展为主线，通过大数据、云计算、人工智能、区块链等金融科技手段打造研究和技术两大核心竞争力，坚持市场化、国际化、集团化发展方向，朝着建设一流衍生品服务商的目标继续前行。【行业研究】49期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2023-10-24免责声明本报告由上海东证期货有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本公司已取得期货投资咨询业务资格，投资咨询业务资格：证监许可【2011】1454号。本研究报告仅供本公司的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