数字经济-绿色电力+绿色算力协同发展，新市场孵化新业态.pdf-solarbe文库

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www.chinastock.com.cn 证券研究报告请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明中国经济高质量发展系列研究数字经济绿色电力绿色算力协同发展，新市场孵化新业态环保公用组分析师陶贻功、梁悠南请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明数字经济专题报告 2024 年 3 月 19 日 [table_main] 公司深度报告模板数字经济绿色电力绿色算力协同发展，新市场孵化新业态核心观点分析师  可再生能源装机占比超过 50，能源转型推动市场化改革提速。截至 2023 年末，全国可再生能源发电总装机达 15.16 亿千瓦，同比增长 25，占全国发电总装机的 51.9。能源转型加速，要求适应新型电力系统的市场机制创新。电价方面，煤电容量电价落地，辅助服务价格机制完善；电量方面，现货基本规则落地并明确各省现货市场建设进度。  电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大。第二次电改明确提出建立中长期与现货并举的电力市场，近年来电改提速推动电力现货覆盖范围持续扩大。截至 2023 年末，第一批 8 个试点地区中，山西、广东进入正式运行；第二批 6 个试点地区中， 5 个进入长时间结算试运行；其余非试点地区全部进入试运行阶段。我们预计电力现货市场规模扩大， 2025、 2030年现货电量有望达到 6500亿千瓦时、 1.3 万亿千瓦时。 2023 年新能源市场电比例接近 50，预计 2030 年全面参与电力现货市场，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳。  数字经济激发海量绿电需求，开辟新能源发展新时代。数字经济与电气化高度契合，数字经济的爆发将为电力需求带来显著增量。仅以数据中心为例，我们预计 2025、 2030、 2035年国内数据中心用电量分别为 0.51 万亿千瓦时、 1.27万亿千瓦时、 2.90 万亿千瓦时，占全社会用电量比例分别为 5、 9.8、 17.6；我们搭建了“数据中心 -电力系统需求模型”，测算出 2026-2030 年，仅为满足数据中心耗电需求催生的光伏、风电年均新增装机可达 64GW、 28GW， 2031- 2035年升至 137GW、 60GW；风光装机带动储能配套，截至 2030年、 2035年，预计储能累计新增装机可达 350.9GWh、 1926.6GWh。  数字经济赋能电力现货交易，助力电力企业减少亏损、增厚盈利。随着电力现货市场在全国范围内铺开，电力企业需面对现货电价波动、运营灵活性要求、技术与人才储备等挑战。对于新能源企业，数字化、智能化分析模型有助于提高功率预测准确度，降低出力随机性造成的偏差考核风险；对于其他电力企业或售电公司，依托人工智能和机器学习等技术的自动算法交易有望增厚盈利水平。目前自动交易已主导欧洲电力市场， 2022 年欧洲最大的短期电力交易所巴黎 Epex Spot SE，自动交易占比 60左右，部分电力交易公司依托自动交易获得高额利润。  投资建议（ 1）数字经济加速电气化，数据中心、 5G 基站等基础设施建设释放海量用电需求。伴随国家“双碳”能源转型，绿色电力和绿色算力协同发展，看好新能源装机长期成长空间；（ 2）数字经济赋能电力现货交易，助力电力企业减少亏损、增厚盈利。随着电力现货在全国范围内铺开，电价波动显著扩大，电力企业需要借助数字化转型，应对现货市场带来的挑战和机遇。我们预计具有较强运行管理能力的龙头发电企业有望受益；（ 3）个股建议关注皖能电力、浙能电力、华电国际、国电电力、华能国际、协鑫能科、长江电力、川投能源、中国广核、中国核电等。陶贻功 S0130522030001 梁悠南 S0130523070002 风险提示 1、装机规模不及预期的风险； 2、煤炭价格持续高位的风险； 3、上网电价下调的风险； 4、行业竞争加剧的风险等。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 1 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告目录一、电改持续深化，电力商品价值多维化 . 2 （一）电力市场历程及现状市场全形态运营，市场电比例超过 60 2 （二）电力市场展望电量交易精细化，电力价值多维化 3 1. 电量省间优先级高于省内，中长期与现货衔接 4 2. 电价价值多维化，调节性价值和绿色环境价值占比上升 5 二、电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大 . 7 （一）电力现货发展历程及现状 7 1. 发展电力现货的意义促进消纳、引导需求、增强保供能力 .7 2. 电力现货政策回顾覆盖范围持续扩大，各省建设时间点明确 .9 3. 电力现货试点现状全国范围铺开，山西、广东已正式运行 .9 （二）电力现货市场展望 11 1. 交易规模不断扩大， 2030 年现货电量超过 1 万亿千瓦时 11 2. 市场机制衔接更为完善，购建全国统一电力市场 . 12 3. 2030 年新能源全面参与电力现货市场 12 4. 电力期货市场迎来发展机遇 . 13 三、绿色电力绿色算力协同发展，新市场孵化新业态 14 （一）数字经济激发海量绿电需求，开辟新能源发展新时代 14 （二）数字经济赋能新型电力系统建设，助力能源体系升级变革 17 （三）数字经济辅助新能源现货交易，降低交易风险 18 1. 新能源参与现货面临降价风险 . 18 2. 人工智能提高功率预测准确性 . 20 （四）自动算法交易主导欧洲电力市场，部分企业获得高额利润 23 四、投资建议 26 （一）投资策略 26 （二）投资组合与盈利预测 26 五、风险提示 27 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 2 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告一、电改持续深化，电力商品价值多维化（一）电力市场历程及现状市场全形态运营，市场电比例超过 60 回顾我国电价改革历程，从计划走向市场。改革开放以来，我国电力行业经历了深刻变革，电力市场化建设持续推进，资源配置效率持续提升，推动了我国经济社会发展的全面进步。中发 9 号文开启新一轮电改，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。图 1 我国电价改革历程时序图资料来源中国电力新闻网，中国银河证券研究院 “中发 9 号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。根据中电联 2023 年经济形势与电力发展分析预测会，目前已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。 2022 年是我国电力市场全形态运营的第一年，也是我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“深水区”、“无人区”，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 3 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告图 2 近期省间及省内市场交易品种资料来源中国电力中国电力市场建设路径及市场运行关键问题马莉，中国银河证券研究院市场交易规模持续扩大，市场电比例超过 60。根据中电联 2023 年 1-12 月份全国电力市场交易简况， 2023 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9，占全社会用电量比重为 61.4，同比提高 0.61个百分点。省内交易电量合计为 45090.1 亿千瓦时，其中电力直接交易 42995.3 亿千瓦时（含绿电交易 537.7 亿千瓦时、电网代理购电 8794.7 亿千瓦时）、发电权交易 1964.2 亿千瓦时、其他交易 130.5 亿千瓦时。省间交易电量合计为 11589.4 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 1293.6 亿千瓦时、省间外送交易 10159.7 亿千瓦时、发电权交易 136.1 亿千瓦时。图 3 全国市场化交易电量及占比图 4 2023 年全国市场化电量结构资料来源中电联，中国银河证券研究院资料来源中电联，中国银河证券研究院（二）电力市场展望电量交易精细化，电力价值多维化资源禀赋决定我国应形成“构建大电网、融入大市场”的发展格局。电力市场的发展有其路径依赖，历史和现实条件、物理和社会环境决定其发展路径不唯一，需要积极探索建设具有中国特色的电力市场体系。我国能源资源与生产力逆向分布， 80以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区， 70以上的电力消费集中在东中部地区，能源基地距离负荷中心请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 4 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告 1000-4000 公里。随着中东部负荷和“三北 ”地区新能源装机规模持续增长，电力电量平衡及清洁能源消纳仅依赖本省、本区域已难以为继，电力电量平衡已由“分省分区”平衡全面向“全网统一平衡”转变，客观上要求构建大电网、大市场，实现大范围优化配置。截至 2023 年 6 月底，我国“西电东送”输电能力已超过 3 亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达 1.8 亿千瓦。表 1 中美欧电力市场对比美国市场欧洲市场中国市场资源分布资源与负荷分布相对较为均衡和分散各国能源结构互补，负荷分布相对较分散能源资源与用电负荷呈逆向分布，且距离较远电源结构气电等灵活调节电源比例较高，煤电比例较低各类型电源较为均衡煤电机组占比超过 40，水电、气电等灵活调节资源占比较低，但新能源规模大且集中电网体制所有权较为分散各国之间所有权较为分散电网所有权集中，统一规划、统一建设、统一管理电网结构各区域电网相对独立，相互间电网联络规模有限各国电网相对独立，部分区域内联系较紧，形成5 个同步电网区域全网资源配置的电网结构基本建成，但尚处于初期；省级电网通过省间输电通道普遍联系调度与交易各 ISO 负责各自区域电网的调度管理与市场交易各国调度欧洲电网联合运营及协调中心。主要交易中心也加强合作，共同运营欧洲统一市场统一调度、分级管理国调（分调）负责省间输电通道调度各省调负责省内电网调度两级交易国家级交易中心省级交易中心市场模式金融交易日前、实时市场双边和约日前、日内场内交易平衡机制计划逐步放开 → 市场化的中长期交易现货交易市场结构市场逐步扩大融合通过市场耦合形成欧洲统一电力市场统一市场、两级运作未来逐步融合，在全国范围内统一进行优化配置，分控制区保障平衡资料来源北京电力交易中心，中国银河证券研究院 1. 电量省间优先级高于省内，中长期与现货衔接构建“统一市场、两级运作”电力市场框架，省间交易先于省内执行。电力市场分为省间市场和省内市场，其中省间市场定位于落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置，建立资源配置型市场；省内市场定位于优化省内资源配置，确保电力供需平衡和电网安全稳定运行，建立电力平衡型市场。因此，需要在满足大范围资源优化配置的前提下，保证省内电力基本平衡，“两级运作”意味着省间交易优先级高于省内。中长期交易方面，省间中长期交易物理执行，省间交易结果作为省内交易的边界；现货交易方面，首先在省内形成预平衡，再开展省间日前现货。当送端有富裕能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，实现电力市场化余缺互济和清洁能源大范围消纳。图 5 省间交易与省内交易衔接模式资料来源电力系统自动化，中国银河证券研究院发挥高比例中长期稳价作用，加强与现货市场衔接。关于加快建设全国统一电力市场体系请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 5 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告的指导意见提出发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种。目前各省中长期交易比例在 80- 90左右，通过中长期交易减少电价风险。从中长期与现货市场衔接上看，多数省份已就市场风险管理、结算方式、曲线和时序衔接等方面提出了标准化解决方案。后续预计将进一步提高中长期市场交易频次（由 D-N 缩短到 D-2）、优化中长期曲线形成方式、细化中长期交易时段（与现货市场全天 96 时段紧密衔接）。表 2 部分省份中长期交易规则省份 /地区中长期最短交易尺度中长期曲线分解方式中长期签约时段划分山西省 D-2 合同叠加值按小时划分为 24 段甘肃省 D-2 合同叠加值省内交易分为 10 个电量时段江苏省 D-2 企业自行申报原来是分 5 个时段，以后准备按 24 点江西省 D-3 企业自行申报年度、月度 4 时段申报， D-3 日 24 时段辽宁省 D-2 中长期曲线分解由双方协商、典型曲线、分时段交易多种方式，总曲线是各类合同叠加 24 段蒙西 D-5 自行申报与合同叠加结合 7 段四川省 D-2 自行申报 6 段广东省 D-3 中长期曲线分解分典型曲线、自定义曲线。总曲线由各类合同叠加 24 段云南省 D-1 中长期曲线分解分典型曲线、自定义曲线 48 段资料来源各省电力交易中心，中国银河证券研究院各省现货市场建设进度明确。现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。 10月 12日，国家发改委、国家能源局发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔 2023〕 813 号）。本次通知明确了各省电力现货推进节点，其中连续运行一年以上省份，可按程序转入正式运行；通知扩大了市场参与主体，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，推动分布式、储能、虚拟电厂等参与现货市场。本次文件与此前 9 月印发的国标文件电力现货市场基本规则（试行）主旨一致，即按“基本共识因地制宜”的原则，推动各地现货开展，各市场衔接，加快构建全国统一电力市场体系。表 3 各省电力市场建设进度规划省份 /地区结算时间安排连续运行一年以上省份按程序转入正式运行福建、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西 2023 年底前开展长周期结算试运行浙江 2024 年 6 月前启动现货市场结算试运行四川探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南） 2023 年底前启动结算试运行京津冀 2024 年 6 月前启动模拟试运行其他地区（除西藏外） 2023 年底前具备结算试运行条件资料来源国家发改委，中国银河证券研究院 2. 电价价值多维化，调节性价值和绿色环境价值占比上升电力商品价值多维化，传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。在新型电力系统下，随着新能源逐步成为装机、电量主体，电力商品的价值较以往出现细分，由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节性价值（可靠性价值和灵活性价值）以及绿色环境价值等多维价值体系转变。其中电能量价值通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本。随着新能源占比提升，生产成本出现下降，电能量价值在总价值的比例降低；可靠性价值通过容量市场体现，反映系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展；灵活性价值通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行；绿色环境价值通过绿电市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 6 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告图 6 上网电价的合理构成资料来源北京电力交易中心，中国银河证券研究院请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 7 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告二、电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大（一）电力现货发展历程及现状 1. 发展电力现货的意义促进消纳、引导需求、增强保供能力 “双碳”目标推动能源转型，新能源电力结构占比提升。 2023年新能源新增装机总共 293GW，同比 134，占同期新增装机的 82；截至 2023 年，新能源累计装机达到 1051GW，占同期累计装机的 36。我们预计 2025 年新能源合计装机量将超过 15亿千瓦（ 1500GW），较目前仍有 400- 500GW 左右的增量。在新能源高速增长背景下，弃风、弃光率面临较大压力。电力现货促进可再生能源消纳。现实中，在新能源发电量大幅增加、火电供应充足的情况下，电力现货市场的电价将大幅下降，从而产生两方面的效应一是引导火电企业降低出力，电力现货市场的低价格激励火电机组降低发电负荷，以便更多地容纳新能源发电；二是刺激电力用户增加用电需求，从而提高了用户电力消耗，有助于新能源的消纳。图 7 全国新能源新增装机（万千瓦）及占比图 8 全国新能源累计装机（万千瓦）及占比资料来源国家能源局，中国银河证券研究院资料来源国家能源局，中国银河证券研究院图 9 风电利用小时数及弃风率图 10 光伏利用小时数及弃光率资料来源全国新能源消纳监测预警中心，中国银河证券研究院资料来源全国新能源消纳监测预警中心，中国银河证券研究院电力现货引导用户用能需求。通过电力市场的分时信号引导用户改变用能习惯，由过去的 “按需用电”转变为“按价用电”，初步实现传统调峰模式向荷网源储协同互动方式的转变，有效提升电力系统的稳定性和灵活性。以山东、甘肃为例，午间光伏大发时，用户侧享受低谷电价。 2022-2023 年，山东、甘肃低谷时段对应负荷比例提升。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 8 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告图 11 2022-2023 山东负荷曲线对比图 12 2022-2023 甘肃负荷曲线对比资料来源兰木达电力现货，中国银河证券研究院资料来源兰木达电力现货，中国银河证券研究院电力现货提升电力保供能力。以 2022 年夏季为例，由于持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯，全国电力供需紧张， 8 月四川开启紧急限电。供需紧张推动省内与省间现货价格双双维持高位，以山西省为例， 2022 年 8 月，省内有 9 天全时段上限价 1500 元 /MWh，为山西电力市场开启以来首次；省间月度均价近 3000 元 /MWh。山西省发挥能源资源大省优势，创造条件给全国 22 个省份提供电力支援，有效缓解了华东、华中、西南区域的电力供应紧张形势，切实保障了多省市的高峰电力供应。图 13 全国平均气温距平分布图图 14 全国降水量距平百分率分布图资料来源国家气候中心，中国银河证券研究院资料来源国家气候中心，中国银河证券研究院图 15 2022 年全国省间交易电量（亿千瓦时）图 16 2022 年 8 月山西省内与省间现货市场出清价格（元 /MWh）资料来源中电联，中国银河证券研究院资料来源北极星电力网，中国银河证券研究院请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 9 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告 2. 电力现货政策回顾覆盖范围持续扩大，各省建设时间点明确第二次电改明确提出建立中长期与现货并举的电力市场。 2015 年电改 9 号文配套文件关于推进电力市场建设的实施意见将电力市场划分为“中长期市场”和“现货市场”，明确提出 “具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。” 从国外电力市场建设现状来看，电力市场中普遍存在中长期稳定市场和短期的动态交易市场，这种市场结构充分体现了风险与利益两种市场元素之间的相互关系。由于我国目前还处于市场化改革初期，因此以长期稳定交易为主能够很好地规避短期市场带来的风险，而短期市场则是长期市场的良好补充。表 4 我国电力市场建设目标分类作用电力市场构成中长期市场开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。市场模式分类分散式以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式。集中式中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。电力市场体系区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。其中，在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易；一定范围内资源优化配置的功能主要通过中长期交易、现货交易，在相应区域电力市场实现。省（区、市）电力市场开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。资料来源国家发改委，中国银河证券研究院电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大。 2017 年、 2021 年，国家发改委、国家能源局分两批次选取了 14 个地区作为电力现货市场试点，基本覆盖全国一半地区。现货试点地区开展了各具特色的实践探索。试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。 2023年 10月，国家发改委、国家能源局发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，力促电力现货市场尽快在全国范围内全覆盖，并明确各省电力现货市场建设时间点，电力现货市场改革明显加速。表 5 电力现货市场建设相关政策时间政策名称主要内容 2017.8 关于开展电力现货市场建设试点工作的通知发改办能源〔 2017〕 1453 号选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 个地区作为第一批试点。2018 年底前启动电力现货市场试运行。 2021.4 关于进一步做好电力现货市场试点工作的通知发改办体改〔 2021〕 339 号选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北 6 省市为第二批电力现货试点。第一批现货试点地区尽快明确 2021 年开展结算试运行计划，给予市场稳定预期。 2023.11 关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知发改办体改〔 2023〕 813 号推动连续运行一年以上的现货市场转入正式运行；扩大现货市场建设范围，明确各省现货市场建设时间点；加快放开各类电源参与电力现货市场， 2030 年新能源全面参与市场交易；做好现货与中长期、辅助服务市场衔接等。资料来源国家发改委，中国银河证券研究院首个电力现货市场基本规则出台，指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。 2023 年 9 月，国家发改委、国家能源局发布电力现货市场基本规则（试行），这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，对深化电力体制改革、推动电力市场化进程意义重大。此次基本规则一方面对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展；另一方面为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本，推动全国范围内电力现货市场积极稳妥有序发展。 3. 电力现货试点现状全国范围铺开，山西、广东已正式运行第一批电力现货试点区山西、广东转入正式运行。 2023 年，首批 8 个试点地区，山西和广东分别于 2023 年 12 月 22 日和 12 月 28 日转入正式运行；蒙西、山东、甘肃继续开展连续不间断结算试运行；福建推动第二阶段电力现货市场建设，全年第一阶段现货市场长周期试运行；四川请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 10 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告结合实际探索丰枯季相衔接的市场模式，开展枯水期火电长周期结算试运行工作；浙江推动开展 2 次调电试运行。表 6 第一批电力现货试点建设概况市场进展运行时间电源侧参与范围新能源参与方式用户参与方式现货价格限值（元 /MWh）南方（以广东为起步）由连续结算试运行转入正式运行 2023.12.28 起省内煤电、气电、核电、风电、光伏报量报价报量不报价申报下限 0，上限燃煤成本每周动态调整；出清下限 0，上限 1500 蒙西连续结算试运行全年煤电、新能源报量报价，公平竞争不报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限未设置，上限 5180 浙江调电试运行分 2 次共 6 天全省统调煤电暂不参与不报量不报价申报下限 -200，上限 800；出清下限 -200，上限 1200 山西由连续结算试运行转入正式运行 2023.12.22 起省内公用火电、新能源、独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限0，上限 1500 山东连续结算试运行全年火电、集中式风电、集中式光伏、核电、独立储能报量报价报量不报价申报下限 -80，上限 1300；出清下限 -100，上限 1500 福建结算试运行第一阶段全年，第二阶段 15 天省内统调常规纯凝火电不报量不报价，优先出清不报量不报价申报下限 0，上限 1000；出清下限0，上限 1000 四川结算试运行 8 个月枯水期火电、新能源报量报价，公平竞争报量报价申报下限 377，上限 625.87；出清下限 377，上限 626 甘肃连续结算试运行全年公网火电、市场化水电、存量新能源、平价新能源报量报价报量报价申报下限 40，上限 650；出清下限40，上限 650 资料来源北极星电力网，中国银河证券研究院第二批电力现货试点区整体进入长时间结算试运行。第二批 6 个试点地区，江苏、安徽、辽宁、湖北、河南这 5 个地区全年共完成 9 次结算试运行，运行时间合计 230 天。表 7 第二批电力现货试点建设概况市场进展运行时间电源侧参与范围新能源参与方式用户参与方式现货价格限值（元 /MWh）上海调电试运行分 2 次共 16 天统调共用常规燃煤机组及 5 家燃机电厂暂不参与不报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限 0，上限 1800 江苏结算试运行 1 个月单机 10 万千瓦以上统调公用燃煤机组、核电机组暂不参与不报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限未设置，上限 5180 安徽结算试运行分 4 次共 47 天省调公用煤电机组（ 10 万千瓦及以上）， 2022 年及以后省调平价新能源场站、独立储能电站报量不报价，优先出清报量报价以及报量不报价申报下限 0，上限 800；出清下限 0，上限 800 辽宁结算试运行分 2 次共 33 天省内公用火电、集中式新能源、核电报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限 0，上限 1500 河南结算试运行 1 个月集中式新能源、参与中长期交易的燃煤发电企业报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 50，上限 1200；出清下限 50，上限 1200 湖北结算试运行 3 个月统调共用燃煤机组、 110千伏以上新能源场站报量报价，公平竞争不报量不报价申报下限 0，上限 1000；出清下限 0，上限 1200 资料来源北极星电力网，中国银河证券研究院非试点地区全部进入试运行阶段。非试点地区方面， 2023年 6 月 20日，江西率先完成全国首个非试点地区电力现货市场结算试运行，宁夏、河北南网、陕西和重庆于 2023 年下半年陆续启动结算试运行，青海和新疆首次开展模拟试运行和调电试运行，吉林首次开展模拟试运行。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 11 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告表 8 非试点区电力现货试点建设概况市场进展运行时间电源侧参与范围新能源参与方式用户参与方式现货价格限值（元 /MWh）河北南部结算试运行分 2 次共 13 天省内燃煤火电、集中式新能源报量报价报量不报价申报下限 0，上限 1200；出清下限0，上限 1200 吉林模拟试运行 20 天省调真调燃煤机组、集中式新能源场站报量报价报量不报价申报下限 0，上限 1200；出清下限0，上限 1500 黑龙江调电试运行 1 天报量报价，公平竞争报量不报价江西结算试运行 7 天省内公用燃煤火电、统调新能源报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 0，上限 1500；出清下限0，上限 1500 湖南结算试运行 3 天大型公用燃煤机组、 110千伏及以上电压等级并网的风电及光伏电站报量报价报量不报价申报下限 0，上限 900；出清下限0，上限 900 广西结算试运行 1 天火电、气电、风电、光伏、水电报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 0，上限 750；出清下限0，上限 800 云南结算试运行 1 天所有进入中长期市场的电源报量不报价，优先出清报量不报价申报下限 0，上限 740；出清下限0，上限 800 陕西结算试运行 7 天省内统调火电、新能源报量报价报量不报价申报下限 0，上限 750；出清下限0，上限 750 青海调电试运行 1 天燃煤、新能源报量报价报量不报价申报下限 0，上限 1000；出清下限0，上限 1000 宁夏结算试运行 3 天公用燃煤发电企业、新能源场站报量报价不报量不报价申报下限 40，上限 1000；出清下限40，上限 1000 新疆调电试运行分 2 次共 2 天火电、新能源报量报价报量不报价申报下限 40，上限 650；出清下限40，上限 750 资料来源北极星电力网，中国银河证券研究院区域现货市场南方区域电力现货市场完成首次全域结算。 2023 年 12 月 15 日，在南方区域电力市场交易平台上，来自广东、广西、云南、贵州、海南五省区超过 16 万家发电厂、售电企业和电力用户达成了约 2000 万千瓦时的电力现货交易，标志着我国全域电力现货交易首次实现了从模拟运行到实时结算的转变，为构建全国统一电力市场体系迈出关键一步。省间现货市场方面 2023 年完成整年连续结算试运行。省间电力现货市场覆盖范围为国家电网和内蒙古电力公司经营区，买方均为电网公司代理购电，售电公司和用户尚未参与，在一定程度上解决了局部电力过剩、电力消纳困难等问题。（二）电力现货市场展望 1. 交易规模不断扩大， 2030 年现货电量超过 1 万亿千瓦时电力现货市场规模扩大， 2030 年现货交易电量有望超过 1 万亿千瓦时。近年来，我国电力市场改革持续深入推进，市场交易规模持续扩大，市场主体日益丰富，电力市场建设取得阶段性成效。 2023 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9，占全社会用电量比重为 61.4；我们预计全社会用电量及市场电比例将持续提升， 2025、 2030 年全社会用电量达到 10 万亿千瓦时、 13 万亿千瓦时，市场电比例 65、 100，对应市场交易电量 6.5万亿千瓦时、 13万亿千瓦时。市场电规模扩大将辐射到电力现货市场，目前现货交易规则允许全年电量 10通过现货交易来实现， 2025、 2030 年对应现货电量有望达到 6500 亿千瓦时、 1.3 万亿千瓦时。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 12 [Table_ReportTypeIndex] 数字经济专题报告图 17 全国市场化交易电量及占比资料来源中电联，中国银河证券研究院 2. 市场机制衔接更为完善，购建全国统一电力市场电力现货市场衔接机制不断完善，加快购建全国统一电力市场体系。 2023 年 9 月国家发改委、国家能源局电力现货市场基本规则（试行）提出电力市场需要一体化推进，特别是加强电力现货交易与相关交易和机制的统筹衔接等问题，在基本规则中设置了市场衔接机制章节，对现货与中长期、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接提出了各方达成共识的原则性要求。例如，中长期交易要约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素，推动调频、备用辅助服务与现货市场联合出清，探索建立市场化容量补偿机制等。随着电力市场间衔接机制完善，有助于加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。表 9 电力现货市场基本规则（试行）市场衔接机制市场衔接机制主要内容中长期与现货市场衔接确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素；开展中长期分时段带曲线交易，增加交易频次，缩短交易周期。代理购电与现货市场衔接电网企业参与场内集中交易方式代理购电，形成分时合同；偏差电量应按照现货市场价格结算。辅助服务市场与现货市场衔接现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担。容量补偿机制与现货市场衔接做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时，可探索建立容量市场。资料来源国家发改委，中国银河证券研究院 3. 2030 年新能源全面参与电力现货市场 2023 年新能源市场电比例接近 50，预计 2030 年全面参与电力现货市场。近年来新能源逐步进入电力市场， 2023 年市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3。 2023 年 10 月国家发改委、国家能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。我们预计随着各省电力现货市场建设加速推进， 2