電力行業(yè)十五五規(guī)劃目標與內(nèi)容分析

頂層設計完善，全國統(tǒng)一電力市場建成。

1.整體目標:“十五五”期間建成全國統(tǒng)一電力市場

“中發(fā)9號文”開啟第三輪電改，電力市場化探索取得積極成效。目前我國已形成覆蓋省間省內(nèi)、覆蓋多時間尺度和多交易品種的全市場結(jié)構(gòu)體系，有效承接發(fā)用電計劃放開，有力促進能源資源大范圍優(yōu)化配置。隨著新型電力系統(tǒng)建設不斷推進，以及電力市場化改革逐步邁入“深水區(qū)”“無人區(qū)”電力市場建設面臨供需形勢變化拐點和新能源消納與發(fā)展形勢拐點。

加快建設“四位一體”新型電力系統(tǒng)。國家能源局《新型電力系統(tǒng)藍皮書》提出新型電力系統(tǒng)“四位一體”特征。新型電力系統(tǒng)以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網(wǎng)荷儲多向協(xié)同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網(wǎng)為樞紐平臺，以技術(shù)創(chuàng)新和體制機制創(chuàng)新為基礎保障。新型電力系統(tǒng)具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構(gòu)建了新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系。電源側(cè)方面，市場化、清潔化加速，隨著電力市場建設逐步完善，統(tǒng)一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，促進新能源發(fā)展和高效利用。

十四五明確頂層設計與基礎規(guī)則體系，十五五期間建成全國統(tǒng)一電力市場。十四五以來，先后明確全國統(tǒng)一電力市場頂層設計與“1+6”基礎規(guī)則體系。頂層設計方面，2022年4月中共中央國務院印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一大市場的意見》，提出健全全國統(tǒng)一電力市場體系，至2024年11月國家能源局、中電聯(lián)等印發(fā)《全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展規(guī)劃藍皮書》明確建設目標，提出2029年建成全國統(tǒng)一電力市場。基礎規(guī)則體系方面，2024年，國家發(fā)改委、國家能源局修訂了已經(jīng)實施19年的《電力市場運行基本規(guī)則》，形成了全國統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎規(guī)則體系中的“1”，此后又陸續(xù)圍繞電力市場運作的核心部分和關鍵環(huán)節(jié)編制出臺了6項配套規(guī)則。至2025年7月，國家發(fā)改委、國家能源局引發(fā)《電力市場計量結(jié)算基本規(guī)則》，標志著蓋電力市場各品種各環(huán)節(jié)的“1+6”基礎規(guī)則體系初步構(gòu)建完成。

市場交易規(guī)模持續(xù)擴大，市場電比例超過60%。根據(jù)中電聯(lián)《2025年1-6月份全國電力市場交易簡況》，2025年1-6月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量29484.9億千瓦時同比增長4.8%,占全社會用電量比重為60.9%,同比提高0.52個百分點,占售電量比重為74.6%,同比提高0.91個百分點。省內(nèi)交易電量合計為22777.6億千瓦時，其中電力直接交易21766億千瓦時、合同轉(zhuǎn)讓交易1007.5億千瓦時、其他交易4.1億千瓦時。省間交易電量合計為6707.4億千瓦時，其中省間電力直接交易339.8億千瓦時、省間外送交易6119億千瓦時、合同轉(zhuǎn)讓交易79.3億千瓦時、省間現(xiàn)貨交易169.3億千瓦時。

2.主要內(nèi)容:完善“能量一調(diào)節(jié)-環(huán)境一容量”四維價值體系

激活電力多元價值，支撐新型電力系統(tǒng)建設。新型電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行、綠色低碳轉(zhuǎn)型，需要激活電力商品的多元價值屬性。電力價值將從以電能量價值為主，逐步向電能量價值、調(diào)節(jié)價值、環(huán)境價值、容量價值等多元價值并重轉(zhuǎn)變，并充分利用電力多元價值支撐新型電力系統(tǒng)建設。近年來，國家層面持續(xù)加強電力市場體系頂層設計，在電能量交易的基礎上，不斷創(chuàng)新交易品種、豐富市場功能，電力市場的不斷完善，助力電力多元價值逐步顯現(xiàn)。

中長期市場交易頻次不斷提升,與現(xiàn)貨市場銜接。此前,電力中長期交易主要包括“年度長協(xié)和“月度竟價”，其中年度長協(xié)偏向于穩(wěn)定和長期，而月度竟價則更加靈活和短期。隨著新型電力系統(tǒng)建設，要求持續(xù)深化電力中長期交易，縮短周期，提高頻次，發(fā)揮中長期交易的風險規(guī)避作用并于現(xiàn)貨銜接。截至2024年底，多數(shù)省份中長期交易頻次和周期趨近于日。河北南網(wǎng)、蒙西、陜西、山東、吉林等19個省(區(qū))最小交易周期已達到D-2日，云南已達到 D-1日。

現(xiàn)貨市場建設取得顯著成效，截至2025年6月已有7個市場轉(zhuǎn)入正式運行。從現(xiàn)貨市場建設進展上來看，一般要經(jīng)歷5個重要的時間節(jié)點，即模擬試運行->結(jié)算試運行->長周期結(jié)算試運行->連續(xù)結(jié)算試運行->正式運行。截至目前，已有甘肅、蒙西、山西、山東、湖北、廣東、省間7個市場進入正式運行。考慮到陜西、浙江、安徽3個市場已處于連續(xù)結(jié)算試運行階段，預計在今、明兩年或有望陸續(xù)轉(zhuǎn)入正式運行。展望長期，根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展規(guī)劃藍皮書》，其提出“2029年前全國絕大多數(shù)省份電力現(xiàn)貨市場正式運行”我國電力現(xiàn)貨市場建設節(jié)奏逐漸明晰。

輔助服務品種日益豐富。在區(qū)域?qū)用妫A北、華東、華中、東北、西北主要開展區(qū)域內(nèi)調(diào)峰交易，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)資源余缺互濟;南方開展與區(qū)域現(xiàn)貨市場相銜接的區(qū)域調(diào)頻、備用交易。在省內(nèi)，各地主要開展調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務交易，并根據(jù)電網(wǎng)實際運行需要，不斷調(diào)整豐富輔助服務交易品種，探索爬坡等靈活調(diào)節(jié)資源的交易。

現(xiàn)階段輔助服務主要由發(fā)電側(cè)分攤，品種以調(diào)峰為主。2024年，全國電力輔助服務市場費用為402.5億元，其中用戶側(cè)分攤費用11.1億元，用戶側(cè)分攤占比2.8%，用戶側(cè)平均度電分攤價格為 0.0008元/千瓦時。發(fā)電側(cè)煤電、風電、光伏、核電、水電、氣電、其他電源分攤比例分別為 24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，發(fā)電側(cè)平均度電分攤價格為0.0053元/千瓦時。分品種來看，調(diào)峰、調(diào)頻、備用、其他費用分別為330.4、68.9、2.9、0.3億元。展望“十五五”調(diào)峰服務收入將逐漸通過現(xiàn)貨市場價差實現(xiàn)，調(diào)頻、備用等其他輔助服務品種規(guī)模仍將持續(xù)增加。

借鑒國外電力市場發(fā)展經(jīng)驗，新能源到達臨界點后輔助服務規(guī)模迅速增加。(1)英國:2019-2022年間，新能源電量占比由23.8%提升至31.2%。2019年以前，隨著新能源滲透率不斷提升英國輔助服務市場規(guī)模穩(wěn)步提升，但由于2020年以來新能源滲透率不斷提升以及新型冠狀病毒肺炎疫情流行引起的負荷水平降低的雙重影響，英國輔助服務市場規(guī)模急劇擴張。(2)澳大利亞:2016-2022年間，新能源電量占比由7.7%提升至23.5%。2016年以前，澳大利亞國家電力市場中頻率控制輔助服務通常占全年電力市場交易額的0.5%以下。2016年以后伴隨著大規(guī)模新能源并網(wǎng)以及電源結(jié)構(gòu)的顯著變化，澳大利亞電力系統(tǒng)頻率急劇惡化，推動輔助服務需求及市場價格迅速攀升。

綠證、綠電交易規(guī)模快速增長，潛在增長空間依然廣闊。2024年、2025年上半年我國綠證交易分別為4.46億個、3.48億個，同比分別增長321%、118%，其中綠電交易分別為2336億千瓦時、1070億千瓦時，同比分別增長235%、38%。按照2024年、2025年上半年新能源發(fā)電量18360億千瓦時、11478億千瓦時測算，新能源發(fā)電量中綠證交易占比僅為24.3%、30.3%。由于綠色環(huán)境價值體系待完善、跨區(qū)域綠電交易規(guī)模有限、交易規(guī)則待健全、綠電綠證和碳市場銜接等原因,綠電和綠證交易規(guī)模受限。

綠證價格現(xiàn)階段承壓，長期來看碳價支撐綠證價格。近年來由于綠證核發(fā)量激增，并且2025年實現(xiàn)核發(fā)范圍全覆蓋，短期市場難以消化，綠證價格持續(xù)承壓。其中2024年、2025年上半年綠證交易均價僅為5.59元/張、5元/張，較2023年30元/張下跌80%以上。長期來看，隨著強制消費考核擴大以及綠證國際互認取得積極進展,綠證將實現(xiàn)其降低碳排放的環(huán)境價值。根據(jù)一般經(jīng)驗如果采用綠電代替煤電，度電減排700-800g二氧化碳，按照目前全國碳市場碳價70元/噸測算，綠電環(huán)境溢價約為0.05元/千瓦時，對應綠證價格50元/張，較目前綠證成交價高出10倍。

十五五初期煤電容量電價提升至50%，甘肅最高可達100%。目前，我國尚未建立容量市場，主要通過煤電容量電價機制、抽水蓄能的兩部制電價機制等價格政策來保障各類電源的固定成本回收。以煤電為例，2023年11月國家發(fā)改委、國家能源局《關于建立煤電容量電價機制的通知》明確 2024-2025年煤電容量電價回收30%的固定成本，而從 2026年起這一比例不低于50%。近期甘肅省發(fā)改委《甘肅省關于建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知(征求意見稿)》明確甘肅2026-2027年煤電容量電價為每年每千瓦330元，基本實現(xiàn)固定成本100%補償。隨著能源轉(zhuǎn)型持續(xù)推進，我們預計西部其他新能源裝機比例高的省份也有望上調(diào)容量電價，長期來看全國各省容量電價均有較大提升空間。隨著容量電價提升以及煤電利用小時數(shù)下降，煤電度電容量電價隨之提升，提升煤電盈利穩(wěn)定性。