30日召開的2023年全國能源工作會議，再度強調全力提升能源生產供應保障能力，加快全國統一電力市場體系建設。事實上，臨近歲末，國內電力市場出現多項變化，都意味著全國統一電力市場建設已進入深水區。

　　11月底，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》(下稱“《基本規則》”)、《電力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》，這是國家層面首次出臺電力現貨市場規則性文件。12月以來，上海、河南、江西等多地調整分時電價政策，擴大峰谷價差。而上述涉及電力現貨市場、分時電價機制等政策，將對煤電、儲能、虛擬電廠等多個能源產業條線的商業模式和盈利能力將帶來重要影響。

　　2022年1月，國家發改委和能源局聯合出臺了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》。中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟表示，在雙碳目標的背景下，統一電力市場是支撐新型電力系統建設、支持新能源又好又快發展的重要機制，而其核心內容是市場化及轉型，即在全國更大范圍內還原電力的商品屬性，以及提升電力市場對高比例新能源的適應性。

　　分時電價峰谷差拉大利好煤電靈活性改造和儲能等鏈條

　　上海市發改委本月發布通知，進一步完善分時電價機制，部分用戶夏季和冬季高峰時段電價上浮80%，低谷時段電價下浮60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎上上浮25%。而山東省發改委近期通知顯示，高峰時段電價將上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%。此外，河南、江西、湖北等地近期也宣布了調整峰谷電價政策。國際能源網的統計顯示，已有23省市出臺完善分時電價機制相關政策27條，峰谷價差總體明顯擴大。

　　先見能源聯合創始人沈賢義指出，峰谷價差進一步拉大，一方面對用電行為的激勵作用將會更強。分時電價政策意在通過價格引導電力用戶的用電行為，從而提高電網的平均負載率。另一方面，峰谷價差擴大利好儲能等市場，在電源側，煤電靈活性改造、抽水蓄能電站等建設有望快速推進。

　　中金公司研報測算，基于700元/噸煤炭長協基準價及單位煤耗約300克/千瓦時，粗略測算火電單位燃料成本在0.267元/千瓦時，下水煤主要省份(江浙滬、廣東、福建)平均燃煤標桿電價在0.414元/千瓦時。若市場電可在基準價基礎上溢價銷售10%-20%，除稅后點火價差可修復到0.136-0.172元/千瓦時，可回升到甚至超過2019-2020年火電龍頭企業的邊際利潤貢獻水平。中金公司進一步指出，火電靈活性是當前最具備經濟性、可規模化的調峰能力，隨著電力市場體系不斷完善，未來火電的收益模式將從當前以電能量為主逐漸過渡至獲取電能量、輔助服務、容量服務三重收入。

　　沈賢義則向記者分析，若分時電價的價差夠大，低峰時段儲能、高峰時段放電就能形成盈利模式，從而進一步激勵儲能業務的發展。德邦證券研報也指出，儲能的盈利模式之一是通過峰谷價差實現套利，目前美國、澳大利亞、歐洲主要國家等均設有分時電價機制，峰谷價差比例也直接影響儲能的投資回報率。根據測算，當儲能單位造價水平為1800元/千瓦時之時，儲能峰谷價差需求在0.65-0.70元/千瓦時之間，上海、浙江、江蘇等省大工業峰谷價差水平已可滿足需求。隨著未來峰谷價差的逐步擴大，儲能將迎來更為有利的外部發展環境。

　　現貨市場加快試點將提升儲能、虛擬電廠業務盈利能力

　　國網能源研究院價格研究室主任張超指出，目錄分時電價嚴格來說仍屬政府定價范疇，無論執行方式多么靈活，但仍然不由市場形成。“分時電價未來的發展方向，一定是以更健全的市場定價方式來更準確、及時地反映電力時間價值。”

　　這也正是電力現貨市場加快建設的出發點。2017年8月，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方(以廣東起步)、山西、四川、甘肅、蒙西等8個地區作為第一批試點，開啟我國電力現貨市場建設實踐。2021年，又新增上海、江蘇、安徽、遼寧等六省市為第二批電力現貨試點。

　　“試點地區有關方在一些重點共性問題上存在分歧。”中電聯電力市場分會副秘書長周正道此前指出，有必要對現貨試點進行總結，市場主體則普遍希望國家層面出臺電力現貨市場的基本規則。這也正是11月底國家能源局有關電力現貨市場基本規則、監管辦法出臺的背景。

　　數據顯示，我國電力市場交易電量規模正快速增長。今年前9月，全國市場交易電量3.89萬億千瓦時，占全社會用電量比重達到60%。周正道認為，2023年電力市場交易規模還會有小幅增長。現貨市場建設將進入快速發展階段，第三批試點要求在年底提交現貨市場建設方案，明年會有更多省市在國家規劃指引下，開啟電力現貨市場的探索。

　　在周正道看來，電力市場改革是虛擬電廠發展的基石。目前我國虛擬電廠收入來源主要為參與需求響應獲得補貼，盈利模式較為單一，市場發展空間有限。《基本規則》通過鼓勵負荷聚合商、虛擬電廠參與電力現貨交易，將逐步推動虛擬電廠商業模式的探索，虛擬電廠運營商可逐步通過參與電能量市場、輔助服務市場、容量市場等多種方式獲取收益。

　　盈術華亮電力技術有限公司總經理張驥則對記者表示，當前電力現貨市場價格波動較大，更有利于儲能的峰谷套利，且可以參加調頻輔助，擴大收益。但目前電力現貨市場市場出清價格上下限范圍有限，且要求高比例中長期電量，也在一定程度上限制了儲能的盈利空間。

　　容量電價等長效機制亟待推出

　　值得注意的是，此次出臺的《基本規則》明確提出構建容量補償機制。文件指出，各地要按照國家總體部署，結合實際需求探索建立市場化容量補充機制，用于激勵各類電源投資建設，保障系統發電容量充裕度、調節能力和電網運行安全。

　　中金公司研報認為，容量成本回收機制將保障傳統電源固定成本回收和長期電力供應安全。此前山東省已制定容量補償價格0.0991元/kWh，廣東省能源局、國家能源局南方監管局則于2020發布《廣東電力市場容量補償管理辦法(試行，征求意見稿)》。天風研究所環保公用團隊此前則指出，為保障電力系統容量充裕性及燃煤機組的合理收益，容量電價相關政策有望加速推進。未來或將有更多省份出臺相關政策。

　　所謂容量補償機制，是對發電企業的裝機容量或可用容量進行直接補償以刺激發電投資的方法。華北電力大學袁家海教授向記者表示，我國未來建設容量機制的目的，主要是隨著可再生能源不斷增加，增加靈活性容量的價值，保障電力系統需要的調峰機組，能夠收回資本成本并獲得一定的收益。申萬宏源相關研報也指出，限煤價只能緩解一時之需，仍需要長效機制解決火電行業困局。申萬宏源認為，推進電力現貨市場改革、建立全國統一市場和容量電價將是未來改革的重點，預期政策層面將進一步轉變火電收益結構，設置容量電價。