电力设备行业专题：新型电力系统引领产业升级

（报告出品：广发证券）

一、2021 年电力市场建设步伐加快

2015年3月，中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 〔2015〕9号）发布，为新一轮电改定调。至2021年，国家发改委相继发布《关于 进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）以 及《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕 809号），电力市场建设进入了加速推进的新阶段。伴随着市场主体显著增加、交易模式和交易品种日益丰富，全国电力市场化交易电 量占全社会用电量比重由2017年的26%提升至2022年的62%。绿电交易、保障性收 购、常规电能量交易等三种模式逐步完善保障新能源消纳。

（一）2015 年定调新一轮电改，2021 年电力市场建设进入加速推进

第一轮电力体制改革始于2002年，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上 改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多 元化竞争格局。2015年3月，中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 〔2015〕9号）发布，为新一轮电改定调，同年11月发布《关于推进输配电价改革 的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建 和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进 售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》 等六个配套文件。文件指出，“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主 要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体 系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方 面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。” 至2021年，国家发改委相继发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的 通知》（发改价格〔2021〕1439号）以及《关于组织开展电网企业代理购电工作有 关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），电力市场建设进入了加速推进的 新阶段。

（二）全国各电力交易中心交易电量占全社会用电量比重 62.5%

到2025年，全国统一电力市场体系初 步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，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置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，适应新型电力系统要求，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，市场主体平等竞争、自主选择，电 力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

根据中电联数据，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量，即电力交易中 心组织开展的各品类交易电量总规模，分为省内交易和省间交易，其中省内交易包 括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易；省间交易包括省间 电力直接交易、省间外送交易（网对网、网对点）、发电权交易和其他交易，由2017 年的1.6万亿千瓦时提升至2022年的5.3万亿千瓦时。全国电力市场化交易电量占全 社会用电量比重由2017年的26%提升至2022年的62%。根据中电联数据，全国电力市场中长期电力直接交易电量，即符合市场准入条件的 电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模，包 括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易（外受）电量，由2019年的2.2万亿千 瓦时提升至2022年的4.1万亿千瓦时。根据中电联数据，2023年1-4月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 17568.9亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量比重为62.5%，同比增长1.7个 百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为14063.8亿千瓦时，同 比增长5.5%。

市场主体增加，进一步激发了市场活力，为电力市场发展奠定良好基础。根据国家 能源局新闻，在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%。交易模式和交易品种日益丰富，更好地满足了市场主体灵活响应供需变化和清洁能 源消纳的需求 电力交易已形成电能量交易、辅助服务交易等多交易品种。从覆盖地理范围上看， 电能量交易分为省内市场和省间市场。从交易品种上看，电能量交易覆盖电力直接 交易、电网代理购电、绿电交易、发电权交易、抽蓄电量交易等。为促进清洁能源 发展，除了清洁能源替代交易（发电权交易）、绿色电力交易，还组织了绿色电力 证书交易等。

展望未来，电能量市场交易频次提升。中长期市场向连续运营目标推进，电量占总 交易电量比重维持高位，保障电力供应、价格稳定，发挥压舱石和稳定器的作用。通过不断缩短交易周期向连续运营推进、改变只确定电量电价到明确交易电力曲线， 灵活响应市场主体的需求和引导发现电力的真实价格。通过完善辅助服务市场，推进现货市场建设，建立可以反应实时电力供需的价格机 制，通过市场化的手段提升系统调节能力，尤其是扩大辅助服务市场规模，为可实 现惯量、一二次调频、调峰、备用等功能的储能等调节资源提供实现价值的方式。

（三）绿电交易、保障性收购、常规电能量交易保障新能源消纳

2017年绿证自愿认购交易制度试行。2018年5月《关于2018年光伏发电有关事项的通知》开始推动新能源补贴逐步退坡。至2022年中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，标志着我国新能源补贴政策 正式退出。为探索用市场化方式代替补贴机制，以缓解新能源快速发展和补贴缺口 扩大的矛盾，2017年1月国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试 行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132 号)》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。

根据国家能源局新闻数据，2021-22年分别核发绿证877万和2060万个，接近累计核 发绿证5954万个的49%。核发加速下，2021-2022年我国绿证交易量增长明显。根 据南方能源观察统计的中国绿色电力证书认购交易平台数据，2017-2020年我国绿 证销售个数不超过2.3万个，2021和2022年分别提升至58万个和385万个。2017年 至今，我国有补贴项目的绿证交易价格总体平稳。风电项目绿证价格在155-201元/ 兆瓦时，且2019-2022年呈上升趋势。光伏项目绿证价格在623-725元/兆瓦时，且 2019-2022年呈下降趋势。无补贴绿证自2021年核发，成交价格在45-50元/兆瓦时， 大幅低于有补贴项目绿证，且风电呈下降趋势、光伏呈上涨趋势。2023年2月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于享受中央政府 补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改办体改【2023】75号），可 再生能源项目（含有补贴项目、平价上网项目）将全部参与绿色电力市场化交易， 明确了带补贴绿电项目参与绿电交易的交易方式及相关补贴利用分配机制，进一步 要求稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电绿证交易。

2021年绿电交易试点启动。2021年4月国家电网深度调研绿色交易供需情况，起草《绿色电力交易试点工作方 案》（初稿），同年8月国家发改委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作 方案》。2022年2月和5月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》和《北京电力 交易中心绿色电力交易实施细则》相继发布，明确了“证电合一”的绿电交易模式 和相关规则，推动了区域绿电交易实践。同年8月的《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行【2022】1258号）和 9月的《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改【2022】1821 号），明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证从而激励用户侧主动 消费绿电，通过要求央国企、高耗能企业等承担绿色电力消费量社会责任从而提升 绿电消费比例。

根据中国电力企业联合会数据，2021年9月我国绿电交易试点启动后，年内全国绿 色电力省内交易量为6.3亿千瓦时。2022年全国绿色电力省内交易量227.8亿千瓦时， 是2021年的36倍。2022年绿电交易价格较2021年明显提升，并且一般不低于当地市场均价。根据广东、 江苏披露的电力市场年度交易数据，广东2023可再生能源年度交易成交电量15.63 亿千瓦时，较2022年（6.79亿千瓦时）增加8.84亿千瓦时，电能量均价0.5299元/ 千瓦时，环境溢价0.0212元/千瓦时，略高于2022年的成交均价0.5139元/千瓦时；江苏2023年年度绿电成交电量17.74亿千瓦时，较2022年（9.24亿千瓦时）增加8.5 亿千瓦时，绿电加权均价为0.4686元/千瓦时，略高于2022年的绿电成交均价0.4629 元/千瓦时。

在国家政策推动下，我们预计2023年全国绿色电力省内交易量或超过500亿千瓦时， 绿证核发数量或超过5000万个。国内已有不少企业受到供应链上传导过来的绿色化生产过程要求。如苹果公司计划 到2030年实现生产供应链和产品生命周期的碳中和。根据苹果官网新闻，到2023年 4月，一共有超过250个苹果供应商遍布28个国家承诺到2030年在生产苹果产品时使 用可再生能源，相当于超过85%苹果直接生产用能。相对于国内的苹果供应商也承 诺使用100%可再生能源电力生产苹果产品的配件。随着企业制定减排目标，绿色电 力需求将不断扩容。短期来看，发改办体改【2023】75号发布后，虽然绿电绿证溢 价较有补贴项目项目吸引力不足，但是可以缓解企业因补贴拖欠带来的现金流紧张 问题，所以我们认为仍会有大量享受补贴的项目参与交易，产生大量新增绿电绿证。供需缺乏协同，不利于形成合理的绿电绿证环节价值。

在供给端，《绿色电力交易试点工作方案》规定，目前参与交易的绿色电力主要为 集中式风电和光伏发电。交易范围还未覆盖海上风电、分布式光伏、分散式风电、 水电、生物质、光热等可再生能源。2022年全国绿色电力省内交易量227.8亿千瓦时。绿证销售385万个/38.5亿千瓦时（1个对应1000度电，即1000千瓦时），分别是全 国可再生能源的发电量2.7万亿千瓦时的0.8%和0.1%。随着社会绿色消费需求的增 加，绿电绿证供给还有很大的释放空间。在需求端，各省可再生能源消纳责任权重指标分解落实到具体电力用户、国内绿电 绿证与国内碳市场互认体系的形成以及国内绿电证与国际IEC等标准的互认，将充分 激发绿色电力消费潜力。在机制方面，绿电绿证均为消费者获得可再生能源消费的凭证、新能源企业获得绿 色环境价值的手段，通过对两个市场交易的协同组织，促进两个市场的绿色环境价 值逐步趋同，纠正绿证目前主要体现新能源补贴价值的现状。

绿电市场化交易、保障性收购、常规电能量市场化交易三种模式的新能源消纳、实 现电能量价值和环境价值的途径。不同途径、不同交易产品间的衔接机制将逐步完 善，保障绿证作为消费凭证的唯一性及可追溯性。存量和增量新能源区分参与市场 化交易。各地的新能源保障消纳规模及各阶段放开电量比例是各地考虑新能源企业 的合理收益、居民农业用电购电来源、可再生能源消纳责任权重等多重因素后测算。计划和市场将会较平稳地衔接，促进新能源消纳，不制约新能源发展。

二、用供一体，新型能源新范式

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文琳编辑

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