電力行業(yè)深度分析

電力行業(yè)深度分析

L著眼當(dāng)下：我國(guó)電力體制改革的現(xiàn)狀

我國(guó)電價(jià)體系較為復(fù)雜，從終端用戶的角度來(lái)看，用戶的用電電價(jià)=

上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+其他費(fèi)用（主要是政府性基金及附加）。在非

市場(chǎng)化機(jī)制下，三個(gè)部分均由政府核定，政府主要通過(guò)輸配電價(jià)來(lái)調(diào)

節(jié)不同時(shí)段電價(jià)從而形成分時(shí)電價(jià)，滿足基本的價(jià)格調(diào)節(jié)機(jī)制。2015

年電改后我國(guó)重新核定了輸配電價(jià)，這也是電力市場(chǎng)化的基礎(chǔ)。未來(lái)

在市場(chǎng)化要求下該電價(jià)形成機(jī)制將產(chǎn)生如下變化：

（1）電能量市場(chǎng)：綜合用電需求價(jià)格的穩(wěn)定性和靈活性，上網(wǎng)電價(jià)

將分為中長(zhǎng)期電價(jià)和現(xiàn)貨電價(jià)，并由市場(chǎng)化方式形成。（2）輔助服

務(wù)市場(chǎng)：輔助服務(wù)自電力系統(tǒng)誕生起就存在，但此前輔助服務(wù)的提供

方和承擔(dān)方均為發(fā)電側(cè)，用戶側(cè)不承擔(dān)此項(xiàng)費(fèi)用，主要原因在于傳統(tǒng)

電源結(jié)構(gòu)下，發(fā)電側(cè)大部分電源都是可控電源。但是“十三五”以來(lái)，

隨著新能源裝機(jī)占比提升，輔助服務(wù)的需求和供給開(kāi)始失衡，電力系

統(tǒng)無(wú)法內(nèi)部消化指數(shù)型增長(zhǎng)的輔助服務(wù)需求和成本。2021年12月發(fā)

布修訂版《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》（以

下稱“兩個(gè)細(xì)則”）將用戶側(cè)納入分?jǐn)偡秶?。?）容量電價(jià)：容量電

價(jià)是現(xiàn)貨市場(chǎng)的重要“補(bǔ)丁”，對(duì)穩(wěn)定現(xiàn)貨價(jià)格、保障電力供給安全具

有重大意義。容量電價(jià)是用戶側(cè)為了保證用電充裕度而支付的保險(xiǎn),

因此理應(yīng)由用戶側(cè)承擔(dān)。

因此在市場(chǎng)化機(jī)制下，用戶的用電電價(jià)=上網(wǎng)電價(jià)（中長(zhǎng)期+現(xiàn)貨）+

輸配電價(jià)+輔助服務(wù)費(fèi)用（調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、自

動(dòng)電壓控制、調(diào)相、無(wú)功調(diào)節(jié)、穩(wěn)定切機(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷、黑啟動(dòng)等）

+容量電價(jià)+其他費(fèi)用（主要是政府性基金及附加）。需要指出的是，

在第三監(jiān)管周期輸配電前，容量電價(jià)作為電網(wǎng)的運(yùn)行成本，實(shí)際上是

作為輸配電價(jià)的一部分。這里我們不摳定義細(xì)節(jié)，重點(diǎn)圍繞中長(zhǎng)期、

現(xiàn)貨、輔助服務(wù)、容量電價(jià)、輸配電價(jià)（入含容量電價(jià)）五個(gè)方向展

開(kāi)。上述五個(gè)方向除輔助服務(wù)外，其余四項(xiàng)都是由用戶側(cè)承擔(dān)，輔助

服務(wù)則是電源側(cè)和用戶側(cè)共同承擔(dān)。

1.1電能量市場(chǎng)：中長(zhǎng)期及現(xiàn)貨市場(chǎng)基本形態(tài)已經(jīng)形成但仍有諸多限

制

如果把上述五個(gè)方向繼續(xù)向下展開(kāi)，涉及到的品種多達(dá)十幾種，紛繁

復(fù)雜的電力交易品種以及各不相同的機(jī)制斃高了對(duì)電力市場(chǎng)研究的

門(mén)檻。但從電力系統(tǒng)運(yùn)行的本質(zhì)來(lái)說(shuō)，不論是電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)

市場(chǎng)還是容量電價(jià)，大體上都是要實(shí)現(xiàn)兩個(gè)功能：有功平衡和無(wú)功平

衡。有功平衡即電力系統(tǒng)需要保持發(fā)電功率和用電負(fù)荷時(shí)時(shí)刻刻相等。

為了保證供電的可靠性以及用電成本的穩(wěn)定性，用戶側(cè)需要提前安排

和預(yù)測(cè)其未來(lái)的用電需求，發(fā)電側(cè)需要提前預(yù)測(cè)其未來(lái)出力情況（風(fēng)

電、光伏、水電等）或安排發(fā)電計(jì)劃（化石能源），因此需要提前簽

訂用電合約來(lái)使供需平衡。但不論新能源的出力還是用電計(jì)劃，距離

用電時(shí)間越遠(yuǎn)把握性越小，所以根據(jù)簽訂合約時(shí)點(diǎn)與實(shí)際用電時(shí)點(diǎn)的

遠(yuǎn)近，可以分為中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨交易，本質(zhì)目的是對(duì)電力合約進(jìn)行分解，

使得電力合約與實(shí)際用電需求盡量匹配。中長(zhǎng)期交易從時(shí)間尺度上可

以分為年度合約、季度合約、月度合約等，現(xiàn)貨交易則主要分為日前、

日內(nèi)和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易。將電能量市場(chǎng)根據(jù)時(shí)間尺度不同分解為不同的

產(chǎn)品，本質(zhì)上是在市場(chǎng)靈活性和交易成本之間取平衡，時(shí)間尺度越長(zhǎng)

靈活性越差，交易成本越低，反之則靈活性越強(qiáng)但交易成本越高。

在現(xiàn)貨開(kāi)始交易之前，通過(guò)年度、季度和月度合約交易情況，會(huì)產(chǎn)生

D日一天24小時(shí)每時(shí)每刻的用電曲線。而在現(xiàn)貨交易開(kāi)始后，實(shí)際

電力供需發(fā)生變化，用電曲線與中長(zhǎng)期曲線產(chǎn)生偏差，偏差部分按照

現(xiàn)貨與中長(zhǎng)期量差及現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算。簡(jiǎn)單表述，即：在T時(shí)刻的電費(fèi)

=中長(zhǎng)期電量x中長(zhǎng)期價(jià)格+（中長(zhǎng)期電量■現(xiàn)貨電量）x現(xiàn)貨價(jià)格。由

以上公式我們可以得出以下幾個(gè)結(jié)論：（1）目前多地要求中長(zhǎng)期市

場(chǎng)電量規(guī)模下限為用電總量的90%左右，因此中長(zhǎng)期電量和價(jià)格決

定了電源側(cè)的基礎(chǔ)收益。（2）機(jī)組實(shí)際發(fā)電曲線與中長(zhǎng)期曲線越接

近，則收入越穩(wěn)定。理論上實(shí)際發(fā)電曲線與中長(zhǎng)期曲線完全重合時(shí)機(jī)

組收入與現(xiàn)貨價(jià)格無(wú)關(guān)。（3）現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易規(guī)模十分接近總用電

量，通常大家所說(shuō)的10%現(xiàn)貨規(guī)模指的是與中長(zhǎng)期電量偏差部分。

現(xiàn)貨是實(shí)際交割的物理合約，而中長(zhǎng)期市場(chǎng)為金融合約，現(xiàn)貨價(jià)格會(huì)

影響中長(zhǎng)期市場(chǎng)價(jià)格。

推動(dòng)燃煤發(fā)電量和工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，并逐漸取消目錄電

價(jià)。1439號(hào)文發(fā)布后我國(guó)交易電量進(jìn)一步上漲至2022年的61%,

煤電幾乎全部進(jìn)入電力市場(chǎng)。

2022年是1439號(hào)文發(fā)布后電力市場(chǎng)運(yùn)行的第一個(gè)完整年，以廣東

省為例，廣東省2022年累計(jì)發(fā)受電量7616億千乩時(shí)，其中外省送

電1772億千瓦時(shí)，本地電源發(fā)電量5844億千瓦時(shí)，從交易電量來(lái)

看，2022年廣東省總共完成交易電量5309億元，占本省機(jī)組發(fā)電

量的比例超過(guò)90%,其中直接交易電量2986億千瓦時(shí)，占本身機(jī)組

發(fā)電量比例為51%。在直接交易電量中，中長(zhǎng)期電量2871億千瓦時(shí)，

占比96%,其中年度交易2662億千瓦時(shí)，月度交易223億千瓦時(shí),

其余為周交易以及多日交易等?，F(xiàn)貨偏差電量100億千瓦時(shí)，但發(fā)

電側(cè)日前總成交電量達(dá)到了3800億千瓦時(shí)。2022年廣東省內(nèi)機(jī)組

煤電、氣電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電量分別為3157、829、

254、1019、270、103億千瓦時(shí)，煤電占比為54%。但在電力市場(chǎng)

中，煤電是絕對(duì)主力，中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易電量2871億千瓦時(shí)中煤電、

氣電、核電占比分別為74.8%、20%和5.2%。

圖3:廣東省2022年省內(nèi)發(fā)電量結(jié)構(gòu)

?燃煤

■娥

?水電

核電

■風(fēng)電

?太陽(yáng)能

■其他

煤電市場(chǎng)化是1439號(hào)文最重要的內(nèi)容之一，煤電全部進(jìn)入市場(chǎng)后,

其發(fā)電曲線將全部由市場(chǎng)決定，而煤電由于出力可控，理論上可以嚴(yán)

格按照中長(zhǎng)期曲線進(jìn)行發(fā)電，因此煤電中長(zhǎng)期合同被視作“壓艙石”,

是穩(wěn)定用電成本的核心。因此目前對(duì)煤電的交易價(jià)格做出嚴(yán)格限制，

各省煤電交易電價(jià)基于核定的燃煤標(biāo)桿電，介，并做上下浮動(dòng)不高于

20%的限制（高耗能不受此限制）。目前絕大多數(shù)地區(qū)對(duì)于中長(zhǎng)期交

易比例都有比較明確的要求。

基于國(guó)情，我國(guó)還存在優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購(gòu)電用戶。其中優(yōu)先發(fā)電用戶

主要包括跨省跨區(qū)送電、保障消納的新能源、保障消納水電等，優(yōu)先

購(gòu)電用戶指按照政府定價(jià)優(yōu)先購(gòu)電并獲得優(yōu)先保障的用戶，主要包括

一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中的重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)行業(yè)用電，以及居民

生活用電。優(yōu)先購(gòu)電用戶主要執(zhí)行政府核定的目錄電價(jià)，優(yōu)先發(fā)電用

戶主要執(zhí)行政府核定的上網(wǎng)電價(jià)，我國(guó)核電和水電以執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)為

主，新能源保障性收購(gòu)部分以當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)上網(wǎng)。優(yōu)先購(gòu)用電部

分作為電力交易的邊界條件決定電力市場(chǎng)交易的規(guī)模。我國(guó)一產(chǎn)和城

鄉(xiāng)居民用電量比例增加幅度較為緩慢，10年內(nèi)增加不到1.5pct,而

水電、核電和新能源比例上升幅度較快，因此同樣需要安排這些電源

一部分發(fā)電量進(jìn)入中長(zhǎng)期交易。從各省安排的中長(zhǎng)期交易比例來(lái)看，

煤電和氣電占據(jù)了中長(zhǎng)期交易規(guī)模的絕大部分，這主要因?yàn)槠渌娫?/p>

基本不受燃料成本影響，當(dāng)前讓其進(jìn)入電力市場(chǎng)的迫切性沒(méi)有火電高,

而且其余電源的電量占比仍然較低。

1.1.2現(xiàn)貨市場(chǎng)：提出較為前瞻推進(jìn)速度逐漸加快

現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)早于雙碳戰(zhàn)略提出，具備高度前瞻性。2017年9月國(guó)

家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，提出

“加快探索建立電力現(xiàn)貨交易機(jī)制，改變計(jì)劃調(diào)度方式，發(fā)現(xiàn)電力商

品價(jià)格，形成市場(chǎng)化的電力電量平衡機(jī)制，逐步構(gòu)建中長(zhǎng)期交易與現(xiàn)

貨交易相結(jié)合的電力市場(chǎng)體系，充分發(fā)揮市場(chǎng)在電力資源配置中的決

定性作用”?，F(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)啟動(dòng)試點(diǎn)早于雙碳戰(zhàn)略，政策極具前瞻性

以及連續(xù)性，是被市場(chǎng)忽視的新一輪電改重大信號(hào)。現(xiàn)貨市場(chǎng)首批試

點(diǎn)省份為南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四

川、甘肅等8個(gè)省份，要求2018年底前啟動(dòng)試運(yùn)行。但實(shí)際情況卻

不甚理想,2018年底僅有3個(gè)省份啟動(dòng)試運(yùn)行，其余5個(gè)省份到2019

年6月底之前陸續(xù)啟動(dòng)試運(yùn)行，比原計(jì)劃延遲約半年。2020年雙碳

目標(biāo)提出后，現(xiàn)貨市場(chǎng)開(kāi)啟加速。2021年國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)

一步做好電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，再將上海、江蘇、安

徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)，要求2022

年6月底前啟動(dòng)試運(yùn)行。整體來(lái)看第二批電力現(xiàn)貨推行阻力小于第一

批，除上海外其余省份基本按期啟動(dòng)試運(yùn)行，上海也于2022年7月

22日啟動(dòng)了試運(yùn)行。

優(yōu)先購(gòu)用電、中長(zhǎng)期市場(chǎng)和現(xiàn)貨市場(chǎng)組成了我國(guó)當(dāng)前電力交易的最主

要組成部分。電力交易主要相關(guān)方包括電網(wǎng)、調(diào)度、電力用戶、發(fā)電

企業(yè)、交易中心、售電公司等。其中電力用戶直接或通過(guò)售電公司與

發(fā)電企業(yè)在電力交易中心中交易，電網(wǎng)調(diào)度根據(jù)電網(wǎng)和機(jī)組實(shí)際運(yùn)行

狀態(tài)等給出交易中心約束條件，最終形成的交易結(jié)果成為電網(wǎng)調(diào)度的

依據(jù)入電網(wǎng)原則上不參與電力交易，只根據(jù)交易電量按規(guī)定收取輸配

電費(fèi)。但我國(guó)當(dāng)前電力交易還不夠成熟，有相當(dāng)規(guī)模的用戶通過(guò)電網(wǎng)

進(jìn)行代理購(gòu)電，因此電網(wǎng)當(dāng)前還擔(dān)任一部分售電公司職責(zé)。以上便構(gòu)

成我國(guó)當(dāng)前電能量交易最基本的組成部分。但是電網(wǎng)代購(gòu)電只是作為

到全面市場(chǎng)化交易的過(guò)渡。2022年5月，湖南出臺(tái)國(guó)內(nèi)首個(gè)電網(wǎng)代

購(gòu)電退出時(shí)間表，10千伏以上存量大工業(yè)、一般工商業(yè)分別在2023

年1月1日和2023年5月1日前直接進(jìn)行市場(chǎng)交易，否則代購(gòu)電價(jià)

格將上漲50%o這意味著電網(wǎng)代購(gòu)電機(jī)制最終將退出歷史舞臺(tái)。

1.2輔助服務(wù)市場(chǎng)：種類(lèi)逐漸豐富費(fèi)用逐漸向用戶側(cè)傳導(dǎo)

輔助服務(wù)彌補(bǔ)電力交易不足，對(duì)保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行有重大意義。

通過(guò)前面對(duì)于電能量市場(chǎng)交易的機(jī)制以及實(shí)際情況來(lái)看，即使是實(shí)時(shí)

現(xiàn)貨市場(chǎng)，也會(huì)在T-15min刻完成，而理論上直到實(shí)際用電那一刻

前，都無(wú)法保證發(fā)電和用電需求不會(huì)發(fā)生變化，實(shí)際發(fā)電量可能大于

或小于用電量，而由于電力供需平衡對(duì)實(shí)時(shí)性要求極高，再進(jìn)行電力

交易去彌補(bǔ)缺口已經(jīng)不可能，因此還需要電網(wǎng)通過(guò)其他更快速的手段

完成最終的平衡，在我國(guó)主要通過(guò)輔助服務(wù)的調(diào)峰、調(diào)頻、備用、轉(zhuǎn)

動(dòng)慣量、爬坡、穩(wěn)定切機(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷等完成，以上輔助服務(wù)本質(zhì)都

是對(duì)電能量的實(shí)時(shí)控制。而自動(dòng)電壓控制、調(diào)相、無(wú)功調(diào)節(jié)本質(zhì)上是

無(wú)功平衡，本文著重分析有功輔助服務(wù)。黑啟動(dòng)是一種比較特殊的輔

助服務(wù)，主要在電力系統(tǒng)大規(guī)模故障后啟用，本文也不做分析。

1.2.1調(diào)峰市場(chǎng)：短期有進(jìn)一步擴(kuò)大趨勢(shì)

調(diào)峰輔助服務(wù)是我國(guó)當(dāng)前占比最高同時(shí)也是相比其他國(guó)家最特殊的

輔助服務(wù)類(lèi)型。從國(guó)家能源局公布的數(shù)據(jù)來(lái)看，調(diào)峰輔助服務(wù)的規(guī)模

及占比快速上升。調(diào)峰輔助服務(wù)即根據(jù)電力系統(tǒng)實(shí)際負(fù)荷的需要，根

據(jù)電網(wǎng)調(diào)度指令調(diào)低部分機(jī)組的出力，同時(shí)對(duì)其給予一定的補(bǔ)償而帶

來(lái)的輔助服務(wù)。調(diào)峰輔助服務(wù)的功能與電能量市場(chǎng)類(lèi)似，是適合非市

場(chǎng)化情況下的一種輔助服務(wù)機(jī)制。

圖7:2017—2019H1年輔助服務(wù)規(guī)模及占電費(fèi)的

比重（億元，％）

■■調(diào)頻調(diào)峰

—備用調(diào)壓

—其他-----占電費(fèi)比重（右軸）

短期來(lái)看調(diào)峰輔助服務(wù)規(guī)模有進(jìn)一步擴(kuò)大的趨勢(shì)，各地均在出臺(tái)輔助

服務(wù)細(xì)則，增加調(diào)峰輔助服務(wù)的補(bǔ)償力度。目前各地輔助服務(wù)政策基

本都會(huì)把火電調(diào)峰分為有償調(diào)峰和無(wú)償調(diào)峰，火電出力高于一定范圍

后的調(diào)峰屬于無(wú)償部分，不會(huì)獲得補(bǔ)償，低于一定范圍后才會(huì)相應(yīng)獲

取補(bǔ)償。從各地新政策來(lái)看，除華北地區(qū)以70%為界外，其余地區(qū)

均在50%左右。有償調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用除甘肅采用容量補(bǔ)償外，其余均

為積分電量補(bǔ)償，以廣東為例，實(shí)際出力低于50%才能獲取調(diào)峰補(bǔ)

償，則50%額定出力減去實(shí)際出力曲線在深度調(diào)峰時(shí)間段內(nèi)的積分

即為可獲取補(bǔ)償?shù)碾娏?，并且根?jù)火電機(jī)組實(shí)際調(diào)峰深度劃分不同的

檔次，實(shí)際出力越低，每度電獲取的補(bǔ)償越高。

至于調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用，南方（以廣東為例）補(bǔ)償費(fèi)用最高，30%~40%

之間補(bǔ)償費(fèi)用為792元/MWh,0%~30%之間補(bǔ)償費(fèi)用則高達(dá)1188

元/MWh,且為固定補(bǔ)償，遠(yuǎn)高于其他區(qū)域。華北地區(qū)則低于70%就

可以獲得補(bǔ)償，補(bǔ)償起點(diǎn)較高。甘肅對(duì)于調(diào)峰補(bǔ)償檔位更多，且調(diào)峰

深度越深補(bǔ)償力度越大，鼓勵(lì)更為激進(jìn)的靈活性改造手段。甘肅省最

大亮點(diǎn)是調(diào)峰輔助服務(wù)由電量交易轉(zhuǎn)為調(diào)峰容量市場(chǎng)。上一版甘肅省

《甘肅省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)暫行規(guī)則》（簡(jiǎn)稱《暫行規(guī)定》）以

及國(guó)內(nèi)其他地方深度調(diào)峰輔助服務(wù)多以電量交易為主。比如上一版甘

肅省《暫行規(guī)則》在火電廠負(fù)荷率40%至50%之間時(shí)報(bào)價(jià)上限為200

元/MWh（最高檔負(fù)荷率0%到20%之間上限為800元/MWh）,電

量交易一大問(wèn)題在于調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)具有較大不確定性。本版《暫行規(guī)則》

則直接改為調(diào)峰容量時(shí)長(zhǎng)，且容量需求由電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)確定，并按月

報(bào)價(jià)和交易，這意味著調(diào)峰容量需求只與本月調(diào)峰容量需求最大的一

天相關(guān)，而其他天數(shù)無(wú)論實(shí)際調(diào)用時(shí)長(zhǎng)如何，都可以享受同樣補(bǔ)貼，

如40%至50%負(fù)荷率，供熱季補(bǔ)償上限為300元/MW?日（與實(shí)際調(diào)

用時(shí)長(zhǎng)無(wú)關(guān)）。此外本版《暫行規(guī)則》大幅提高了不同檔次之間深度

調(diào)峰補(bǔ)償差距，非供熱季最高檔與最低檔可獲取的補(bǔ)償差距達(dá)到18

倍（供熱季為12倍）。上述規(guī)則對(duì)于火電靈活性改造的積極性有較

大正向影響：（1）調(diào)峰容量交易大大提高了火電廠深度調(diào)峰規(guī)模和

收益的確定性；（2）深度調(diào)峰獲取的補(bǔ)償更高，鼓勵(lì)更激進(jìn)的靈活

性改造方案。

為了促進(jìn)新型儲(chǔ)能的發(fā)展，各地也逐漸將儲(chǔ)能納入調(diào)峰市場(chǎng)。但各地

對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)的細(xì)則還是有比較明顯的不同。不同于火電,

儲(chǔ)能調(diào)峰在不同出力水平時(shí)運(yùn)行成本、調(diào)節(jié)能力等均沒(méi)有明顯區(qū)別，

因此對(duì)于儲(chǔ)能參與調(diào)峰各地一般是統(tǒng)一的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。從調(diào)峰補(bǔ)償力度

來(lái)看，南方區(qū)域補(bǔ)償力度最大，廣東省充電電量補(bǔ)償高達(dá)792元/MWh,

相比之下華東區(qū)域僅160元/MWh。甘肅省采用與火電調(diào)峰補(bǔ)償類(lèi)似

的容量補(bǔ)償方式，但補(bǔ)償上限僅0~300元/MW?日，僅與供熱期火電

第一檔相當(dāng)，但甘肅省新型儲(chǔ)能調(diào)峰具有最高優(yōu)先級(jí)，而在南方區(qū)域

新型儲(chǔ)能優(yōu)先級(jí)則低于抽水蓄能。

但長(zhǎng)期來(lái)看，《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行規(guī)則》（征求意見(jiàn)稿）提出探索電

能量市場(chǎng)與調(diào)頻、各用等輔助服務(wù)聯(lián)合出清，并加快輔助服務(wù)成本向

用戶側(cè)合理疏導(dǎo)。部分地區(qū)已經(jīng)明確在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)開(kāi)啟時(shí)不啟動(dòng)調(diào)

峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，因此隨著電能量市場(chǎng)逐漸完善，調(diào)峰輔助服務(wù)最終

會(huì)退出歷史舞臺(tái)。

1.2.2調(diào)頻市場(chǎng)：電能量市場(chǎng)的重要補(bǔ)充

調(diào)頻輔助服務(wù)經(jīng)常因其名稱而讓人迷惑，但調(diào)頻輔助服務(wù)本質(zhì)上還是

對(duì)電能量的調(diào)節(jié)。調(diào)頻輔助服務(wù)理論上就是為了彌補(bǔ)調(diào)頻輔助服務(wù)是

為了彌補(bǔ)電力市場(chǎng)和調(diào)峰輔助服務(wù)無(wú)法解決的實(shí)時(shí)平衡問(wèn)題，主要依

靠自動(dòng)控制技術(shù)來(lái)進(jìn)行調(diào)整。調(diào)頻已經(jīng)成為儲(chǔ)能的重要收入來(lái)源之一。

各地陸續(xù)允許新型儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，而目前在多數(shù)地區(qū)，

調(diào)頻輔助服務(wù)已經(jīng)成為儲(chǔ)能最重要的收益來(lái)源。對(duì)于調(diào)頻輔助補(bǔ)償基

準(zhǔn)，華東和南方區(qū)域采用積分電量（即調(diào)頻容量乘以調(diào)用時(shí)間），而

華北和甘肅則采用調(diào)頻里程（即調(diào)頻容量乘以調(diào)用次數(shù)）。調(diào)頻補(bǔ)償

的計(jì)算方式并不重要，重要的是看新型儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)相比于

火電等傳統(tǒng)機(jī)組是否存在優(yōu)勢(shì)。華東、南方區(qū)域儲(chǔ)能與火電相比，補(bǔ)

償計(jì)算方式?jīng)]有任何區(qū)別。華北區(qū)域同等調(diào)頻里程情況下，儲(chǔ)能的補(bǔ)

償費(fèi)用僅有火電的一半。而對(duì)于甘肅省，補(bǔ)償費(fèi)用則高于火電。

a8：各地新型儲(chǔ)能參與■頻政策對(duì)比

?方西北

華東（以E為例）的匕（以日常為例）

是是是是

*h?基準(zhǔn)熾分電?（MWh）枳分電?（MWh）兩蛔E程（MW）四ft里程（MW）

制里程X1.5X里程報(bào)

?日撲隹費(fèi)用通價(jià)

”?姨里程乂2.5元里程報(bào)價(jià)上限12元

計(jì)算方式一中YAGC=360元/MW月積分電元/MWh/MW/MW

備用輔助服務(wù)指為保證電力系統(tǒng)可靠供電，在調(diào)度需求指令下，并網(wǎng)

主體通過(guò)預(yù)留調(diào)節(jié)能力，并在規(guī)定的時(shí)間內(nèi)響應(yīng)調(diào)度指令所提供的服

務(wù)。備用分為旋轉(zhuǎn)備用和冷備用。轉(zhuǎn)動(dòng)慣量輔助服務(wù)是為了應(yīng)對(duì)新能

源穩(wěn)定性弱而引入的目的是加強(qiáng)電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的的輔助服務(wù)，爬坡

輔助服務(wù)是為了應(yīng)對(duì)新能源或負(fù)荷劇烈變化而引入的輔助服務(wù)。這兩

項(xiàng)輔助服務(wù)目前開(kāi)展的地區(qū)較少。另外隨著各地缺電形勢(shì)加劇，各地

新版“兩個(gè)細(xì)則”均對(duì)需求側(cè)響應(yīng)和虛擬電廠參與輔助服務(wù)獲取收益

的方式進(jìn)行了規(guī)定。其中南方區(qū)域的規(guī)定最為詳細(xì)，不僅規(guī)定了需求

側(cè)響應(yīng)和虛擬電廠的準(zhǔn)入門(mén)檻，還對(duì)調(diào)節(jié)能力、持續(xù)時(shí)間等進(jìn)行了規(guī)

定，補(bǔ)償費(fèi)用為固定補(bǔ)償。甘肅省對(duì)需求側(cè)響應(yīng)和虛擬電廠的準(zhǔn)入門(mén)

檻最低，分別僅有1MW和5MW,遠(yuǎn)低于南方區(qū)域，價(jià)格形成方式

為市場(chǎng)報(bào)價(jià)，價(jià)格上限低于廣東，但另行規(guī)定了應(yīng)急削峰和應(yīng)急填谷

服務(wù)，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)接近廣東省。

華東區(qū)域和華北區(qū)域在“兩個(gè)細(xì)則”中對(duì)需求側(cè)響應(yīng)和虛擬電廠均未

做單獨(dú)規(guī)定，而是將其直接納入到APC（自動(dòng)功率控制）輔助服務(wù)

中。APC輔助服務(wù)是AGC（自動(dòng)發(fā)電控制）的延伸，AGC一般僅針

對(duì)發(fā)電廠，而APC則進(jìn)一步涵蓋了儲(chǔ)能以及用戶側(cè)資源等，也就是

說(shuō)在這些地區(qū)需求惻響應(yīng)和虛擬電廠是納入調(diào)頻輔助服務(wù)聯(lián)合補(bǔ)償,

這也與調(diào)頻輔助服務(wù)的原理有關(guān)，后面第2章可以看到歐洲的虛擬電

廠基本都是納入調(diào)頻輔助服務(wù)。APC與AGC類(lèi)似，補(bǔ)償費(fèi)用獲取主

要與調(diào)節(jié)量和調(diào)節(jié)系數(shù)有關(guān)。

1.3容量電價(jià)：抽蓄和氣電已實(shí)行容量電價(jià)煤電容量電價(jià)仍在探索

如果電能量市場(chǎng)可以充分反應(yīng)成本，那么按理說(shuō)對(duì)于煤電，即使未來(lái)

利用小時(shí)數(shù)下降，依然可以通過(guò)提高高峰時(shí)段電價(jià)（此時(shí)新能源無(wú)法

提供電能，煤電擁有定價(jià)權(quán)）來(lái)彌補(bǔ)收益，這是最為理想的情況c但

實(shí)際情況，以上機(jī)制會(huì)面臨兩個(gè)問(wèn)題：（1）難以預(yù)測(cè)未來(lái)電價(jià)：對(duì)

于長(zhǎng)期的用電需求及新能源出力難以做出準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，火電企.業(yè)難以精

確預(yù)估電價(jià)趨勢(shì)；（2）無(wú)法激勵(lì)冗余機(jī)組建設(shè)：電力系統(tǒng)作為公用

事業(yè)屬性，保證供旦安全是首要目的，在極端情況（高溫導(dǎo)致用電負(fù)

荷超出預(yù)期、外部因素導(dǎo)致部分機(jī)組非止常停機(jī)等）下應(yīng)保證有冗余

機(jī)組提供電能，但只有電能量市場(chǎng)的情況下，投資方?jīng)]有意愿建設(shè)冗

余機(jī)組。那么此時(shí)部分國(guó)家便研究出臺(tái)了容量電價(jià)政策。電網(wǎng)預(yù)估未

來(lái)全社會(huì)冗余容量需求，并出臺(tái)容量補(bǔ)償（固定數(shù)額）或容量電價(jià)（市

場(chǎng)競(jìng)標(biāo)）來(lái)支付給這部分機(jī)組保證其收益。這部分電量不論后續(xù)是否

需要調(diào)用，均需要支付給機(jī)組，相當(dāng)于用戶側(cè)支付的“保險(xiǎn)”。需要注

意的是：容量電價(jià)由用戶側(cè)支付這一點(diǎn)相當(dāng)重要，因?yàn)楦旧蟻?lái)說(shuō)極

端情況下容量不足，對(duì)于發(fā)電企業(yè)來(lái)說(shuō)并沒(méi)有實(shí)質(zhì)性損害。

在我國(guó)，目前名義上的容量電價(jià)主要包括抽水蓄能、天然氣發(fā)電以及

山東省和云南省的煤電。抽水蓄能：我國(guó)截至目前共出臺(tái)了2014年

7月《關(guān)于完善抽蓄電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》和2021年

4月《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》兩份抽水蓄能

電價(jià)政策文件，均強(qiáng)調(diào)了抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價(jià)，其中容量電價(jià)主

要休現(xiàn)抽蓄電站保障電力系統(tǒng)安全的價(jià)值：彌補(bǔ)固定成木+合理收益；

電量電價(jià)體現(xiàn)調(diào)峰填谷效益，彌補(bǔ)抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本，條款基本

一致。政府核定的抽水蓄能容量電價(jià)對(duì)應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付,

納入省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收。與輸配電價(jià)核價(jià)周期保持銜接，在核定

省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)忖統(tǒng)籌考慮未來(lái)三年新設(shè)產(chǎn)抽水蓄能電站容量電

費(fèi)。容量電價(jià)機(jī)制按照6.5%準(zhǔn)許收益率核定。

天然氣發(fā)電：天然氣發(fā)電響應(yīng)速度快的優(yōu)點(diǎn)使其成為部分地區(qū)重要的

頂峰電源和調(diào)峰電源。這也導(dǎo)致天然氣發(fā)電利用小時(shí)數(shù)較低、電價(jià)較

高。為了保證天然氣發(fā)電的合理收益，各地對(duì)大然氣發(fā)電的電價(jià)都做

出了特殊規(guī)定，大體可以分為兩種：（1）第一種以湖南、廣東等地

為代表，根據(jù)機(jī)型、利用小時(shí)數(shù)不同規(guī)定電價(jià)。比如湖南、廣東；（2）

第二種以河南以及江浙滬等地為代表，采用了容量電價(jià)+上網(wǎng)電價(jià)兩

部制電價(jià)。

山東容量電價(jià)：山東省容量電價(jià)與山東省現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)有關(guān)，2020

年6月山東省發(fā)布《山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）》，首次

提出了容量補(bǔ)償。容量補(bǔ)償電價(jià)（當(dāng)前價(jià)格為0.0991元/度）直接附

加在電價(jià)中，由市場(chǎng)化用戶承擔(dān)，并由機(jī)組能夠提供的可用容量分?jǐn)偂?/p>

云南容量電價(jià)：云南容量電價(jià)出臺(tái)時(shí)間為2022年12月的《云南省

燃煤發(fā)電市場(chǎng)化改革實(shí)施方案（試行）》，文件規(guī)定燃煤發(fā)電企業(yè)最

大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調(diào)節(jié)空間參與調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)交

易，交易價(jià)格為220元/千瓦?年±30%,買(mǎi)方為未自建或購(gòu)買(mǎi)共享儲(chǔ)

能服務(wù)的新能源場(chǎng)站。前文我們分析過(guò)容量電價(jià)木質(zhì)上是用電側(cè)為可

靠用電購(gòu)買(mǎi)的“保險(xiǎn)”，目的是促進(jìn)可靠電源冗余投資以保證電力安全。

從這個(gè)角度來(lái)看，云南容量電價(jià)全部由新能源場(chǎng)站來(lái)承擔(dān)，且與新能

源的電價(jià)相關(guān)，因比云南容量電價(jià)本質(zhì)上是--種“輔助服務(wù)”，與甘肅

的調(diào)峰容量市場(chǎng)相似，而山東省容量電價(jià)更多像給當(dāng)?shù)鼗痣姍C(jī)組整體

的電價(jià)補(bǔ)償，并未反應(yīng)未來(lái)容量的需求。從這個(gè)角度看，中國(guó)尚未有

真正的煤電容量市場(chǎng)。

1.4輸配電價(jià)：歷經(jīng)三輪監(jiān)管周期改革電改道路已經(jīng)鋪平

1.4.1輸配電價(jià)改革始于03年15年改革全面加速

我國(guó)輸配電價(jià)市場(chǎng)化改革止式提上議程是在2003年。2003年《國(guó)

務(wù)院辦公廳關(guān)于印發(fā)電價(jià)改革方案的通知》中，首次提出輸配電價(jià)應(yīng)

輸配電價(jià)由政府價(jià)格主管部門(mén)按“合理成本、合理盈利、依法計(jì)稅、

公平負(fù)擔(dān)”原則制定，從此我國(guó)輸配電價(jià)開(kāi)始正式向“成本+合理收益”

的模式過(guò)渡。在此之前，我國(guó)電力市場(chǎng)是計(jì)劃電價(jià)模式，發(fā)電廠的上

網(wǎng)電價(jià)和用戶側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)均由政府核定，電網(wǎng)公司收取的輸配電價(jià)實(shí)

際上為其差額。這種模式最讓人詬病的地方在于電網(wǎng)公司依靠其壟斷

地位獲取了超額的收益，且這種定價(jià)機(jī)制過(guò)于死板，對(duì)于引導(dǎo)用電和

引導(dǎo)建設(shè)電源都有一定的負(fù)面影響。

圖9：我國(guó)輸配電價(jià)的基本組成

輸配電價(jià)真正實(shí)現(xiàn)全面加速改革則是2015年。2015年3月15B,

《中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（中發(fā)

【2015】9號(hào)）下發(fā)，輸配電價(jià)改革全面加速。2016年12月22日，

國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（試行）》，2017

年12月29日，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價(jià)格定價(jià)辦法

（試行）》《跨省跨區(qū)專(zhuān)項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法（試行）》和《關(guān)

于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價(jià)格的指導(dǎo)意見(jiàn)》，對(duì)省級(jí)電網(wǎng)、

區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專(zhuān)項(xiàng)以及增量配電網(wǎng)價(jià)格進(jìn)行了全面細(xì)化，并規(guī)

定了每三年作為一個(gè)監(jiān)管周期，首個(gè)監(jiān)管周期到2019年結(jié)束。2020

年，隨著《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》、《區(qū)域電網(wǎng)輸電價(jià)格定價(jià)

辦法》、《跨省跨區(qū)專(zhuān)項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》等規(guī)定正式發(fā)布,

我國(guó)正式制定出臺(tái)了第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)，全面完善了定價(jià)規(guī)則，

規(guī)范了定價(jià)程序，實(shí)現(xiàn)了嚴(yán)格按機(jī)制定價(jià)；首次實(shí)現(xiàn)了對(duì)所有省級(jí)電

網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價(jià)核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級(jí)

理論輸配電價(jià)，首次將“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”外送輸電價(jià)格納入省級(jí)電網(wǎng)核價(jià)。至

此2005年《關(guān)于印發(fā)電價(jià)改革實(shí)施辦法的通知》中制定的目標(biāo)才基

本完成。

輸配電價(jià)三個(gè)組成部分中，共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價(jià)和專(zhuān)項(xiàng)服務(wù)價(jià)格統(tǒng)均采

用“核定成本”+”準(zhǔn)許'收益的機(jī)制，其中受歷史沿革問(wèn)題影響，我國(guó)輸

配電價(jià)存在大額的交叉補(bǔ)貼，主要是高電壓用戶向低電壓用戶補(bǔ)貼以

及不同省份之間的交叉補(bǔ)貼等。根據(jù)《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》，

省級(jí)電網(wǎng)實(shí)行“準(zhǔn)許成本+合理收益”的定價(jià)模式，各電壓等級(jí)輸配電

價(jià)=該電壓等級(jí)總準(zhǔn)許收入+本電壓等級(jí)的輸配電量。我們可做如下簡(jiǎn)

要分析：（1）根據(jù)2017—2020年分電壓等級(jí)投資數(shù)據(jù)來(lái)看，電網(wǎng)單

位容量投資額基本呈現(xiàn)電壓越低單位投資額越高的特點(diǎn)。（2）而我

國(guó)目前裝機(jī)以火電、水電等直接接入220kV及以上電網(wǎng)的大型機(jī)組

為主，電量隨電壓等級(jí)遞減。（3）高電壓等級(jí)電網(wǎng)建設(shè)利用率高，

傳輸相同電量所需的容量更少?；谝陨先c(diǎn)，低電壓等級(jí)電網(wǎng)輸配

電價(jià)應(yīng)顯著高于高電壓等級(jí)。交叉補(bǔ)貼存在的問(wèn)題：交叉補(bǔ)貼歷史較

久，我們認(rèn)為在我國(guó)優(yōu)先保證居民和農(nóng)業(yè)用電的基本原則下，短期破

除難度較大。但交叉補(bǔ)貼影響了實(shí)際供需關(guān)系，且隨著居民用電比例

提高矛盾會(huì)更加突出。

1.4.2第三監(jiān)管周期改革落地制約市場(chǎng)化交易頑疾基本破除

2023年5月15日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸

配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)終于落地。第三

周期電網(wǎng)輸配電價(jià)核定在多方面取得實(shí)質(zhì)性突破，預(yù)示著新一輪電改

加速。對(duì)比2017?2019、2020-2022兩個(gè)監(jiān)管周期，我們分析第三監(jiān)

管周期輸配電價(jià)核定有三大核心亮點(diǎn)：1）終端電價(jià)中，不同電壓等

級(jí)之間的輸配電價(jià)差距拉大，容量電價(jià)區(qū)分電壓等級(jí)，減少不同電壓

等級(jí)之間的交叉補(bǔ)貼。2）精簡(jiǎn)用戶類(lèi)別，減少不同類(lèi)型用戶之間的

交叉補(bǔ)貼；3）明確終端電價(jià)構(gòu)成，完善系統(tǒng)運(yùn)行成本傳導(dǎo)。上述三

點(diǎn)都旨在理順輸配環(huán)節(jié)電價(jià)機(jī)制，為發(fā)電側(cè)更進(jìn)一步的市場(chǎng)化改革打

下基礎(chǔ)，預(yù)示著我國(guó)新一輪電改有望大幅加速。

1）長(zhǎng)期以來(lái)，制約我國(guó)電力市場(chǎng)化改革的核心阻力之一為輸配環(huán)節(jié)

價(jià)格核定，而制約輸配環(huán)節(jié)價(jià)格理順的核心阻力是交叉補(bǔ)貼和不平衡

資金傳導(dǎo)，兩大堵點(diǎn)在第三周期核定中全部涉及。我國(guó)2015年提出

電改9號(hào)文,拉開(kāi)本世紀(jì)繼2002年電改5號(hào)文后的第二輪電改序幕，

核心思想是“管住中間，放開(kāi)兩頭”。在電力產(chǎn)業(yè)鏈中，電網(wǎng)屬于“中間”,

具備自然壟斷屬性，由政府按照準(zhǔn)許收益率核定價(jià)格，而發(fā)電和用電

則是“兩頭”，需要引入市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)來(lái)提升效率?！胺砰_(kāi)兩頭”除了放開(kāi)

發(fā)電側(cè)，另一個(gè)重要抓手是鼓勵(lì)社會(huì)資本以混合所有制方式發(fā)展配電

業(yè)務(wù)。

早在國(guó)家能源局2016年頒布的《有序放開(kāi)配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》中

即規(guī)定，“配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商擁有配電區(qū)域內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)相同的權(quán)利，并

切實(shí)履行相同的責(zé)任和義務(wù)”，但是截至目前，由社會(huì)主體投資的增

量配電網(wǎng)發(fā)展嚴(yán)重低于預(yù)期，除面臨電網(wǎng)在接入方面的障礙外，一個(gè)

重要阻力即不同電壓等級(jí)之間的交叉補(bǔ)貼。根據(jù)我國(guó)現(xiàn)行政策，在給

定各電壓等級(jí)輸配電價(jià)格后，增量配電網(wǎng)能夠獲得的收入上限就是不

同電壓等級(jí)之間的輸配電價(jià)差，如增量配電網(wǎng)一端接入10kV電壓用

戶，另一端接入220kV電網(wǎng)，配電網(wǎng)的收入即10kV電壓等級(jí)與220kV

電壓等級(jí)的輸配電價(jià)差值。但是在我國(guó)2017-2019.2020-2022兩個(gè)

周期的輸配電價(jià)核定中，不同電壓等級(jí)之間存在巨大的交叉補(bǔ)貼，并

未反映真實(shí)的輸配電成本，一方面不同電壓等級(jí)之間的輸配電價(jià)差極

小，另一方面容量電價(jià)并未區(qū)分電壓等級(jí)，可理解為各電壓等級(jí)之間

的容量電費(fèi)價(jià)差為零，增量配電網(wǎng)無(wú)論電壓等級(jí)如何，均需向高電壓

等級(jí)電網(wǎng)全額交納容量電費(fèi)，無(wú)法從中獲得收益，導(dǎo)致配電網(wǎng)改革滯

后。而配電網(wǎng)改革的滯后也限制了電力系統(tǒng)整體的市場(chǎng)化程度，削弱

發(fā)電側(cè)議價(jià)權(quán)。

2）電網(wǎng)企業(yè)購(gòu)銷(xiāo)價(jià)差商業(yè)模式徹底變?yōu)闅v史，系統(tǒng)不平衡資金明確

傳導(dǎo)至用戶側(cè)，減少發(fā)電企業(yè)壓力。此次明確工商業(yè)用戶用電價(jià)格由

上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基

金及附加組成，其中系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量

電費(fèi)等，電網(wǎng)公司徹底結(jié)束購(gòu)銷(xiāo)價(jià)差模式c在過(guò)往實(shí)踐中，由居民等

用戶產(chǎn)生的不平衡資金，通常不能向下游傳導(dǎo)，輔助服務(wù)費(fèi)用和抽水

蓄能成本的分?jǐn)傄踩狈χ贫刃砸?guī)定，往往由電力系統(tǒng)內(nèi)部消化。此次

明確終端電價(jià)構(gòu)成，輔助服務(wù)費(fèi)用和抽水蓄能電價(jià)在終端電價(jià)中單列,

由終端用戶支付，與電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)均無(wú)關(guān)極大減少發(fā)電企業(yè)壓力。

3）終端用戶類(lèi)別進(jìn)一步精簡(jiǎn)，減少不同用戶類(lèi)別之間的交叉補(bǔ)貼。

此次文件提出用戶用電價(jià)格逐步歸并為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)

用電（除執(zhí)行居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價(jià)格以外的用電）三類(lèi)；尚未

實(shí)現(xiàn)工商業(yè)同價(jià)的地方，用戶用電價(jià)格可分為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、

大工業(yè)、一般工商業(yè)用電（除執(zhí)行居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和大工業(yè)用電

價(jià)格以外的用電）四類(lèi)。用戶類(lèi)別的精簡(jiǎn)進(jìn)一步減少不同用戶類(lèi)別之

間的交叉補(bǔ)貼，為不同用戶公平參與市場(chǎng)化交易掃清障礙。

4）線損單獨(dú)列示，進(jìn)一步為市場(chǎng)化交易鋪路。一個(gè)容易被忽視的點(diǎn)

是，本次核定的輸配電價(jià)中不再包括線損，而是作為綜合線損率單獨(dú)

列示。在非市場(chǎng)化機(jī)制下，線損與上網(wǎng)電價(jià)相關(guān)，作為折價(jià)統(tǒng)一核算

在輸配電價(jià)中。但市場(chǎng)化交易下，上網(wǎng)電價(jià)出現(xiàn)波動(dòng)，線損電費(fèi)也會(huì)

跟著上網(wǎng)電價(jià)波動(dòng)，而輸配電價(jià)每三年核定一次，線損不宜再直接折

算為輸配電費(fèi)，故將線損單獨(dú)列示，最終將直接反應(yīng)在電量中。此項(xiàng)

改革將徹底理清線損的承擔(dān)方，為后續(xù)進(jìn)一步的市場(chǎng)化交易鋪路。

1.4.3電網(wǎng)仍是電力交易核心環(huán)節(jié)電力供需主要在省內(nèi)完成

目前我國(guó)電能量交易市場(chǎng)的參與方主要包括發(fā)電企業(yè)、輸配電網(wǎng)、電

網(wǎng)調(diào)度、電力用戶、售電公司以及電力交易中心等。電網(wǎng)調(diào)度部門(mén)根

據(jù)電網(wǎng)以及機(jī)組實(shí)際情況，向電力交易中心發(fā)出約束條件從而形成電

力交易的邊界條件。電力交易中心作為電力合約交易場(chǎng)所，發(fā)電企.業(yè)、

電力用戶、售電公司均通過(guò)電力交易中心完成電能量交易，電網(wǎng)調(diào)度

根據(jù)電網(wǎng)、電源狀態(tài)以及交易結(jié)果，向發(fā)電企業(yè)和輸配電網(wǎng)發(fā)出調(diào)度

指令，完成實(shí)際運(yùn)行。但是在我國(guó)，輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)資產(chǎn)以及電網(wǎng)調(diào)

度部門(mén)均屬于電網(wǎng)公司所有，電網(wǎng)公司同時(shí)也參股電力交易中心。此

外，由于電能量市場(chǎng)建設(shè)還處于非常初級(jí)階段，直接交易和通過(guò)售電

公司交易無(wú)法覆蓋全部市場(chǎng)，因此還需要電網(wǎng)代理購(gòu)電，電網(wǎng)實(shí)際上

也完成了大量售電公司的職責(zé)（2022年廣東省電網(wǎng)代購(gòu)電2323.2億

千瓦時(shí)，占總交易電量43.8%）。

2.他山之石：國(guó)外電力市場(chǎng)對(duì)國(guó)內(nèi)電改的啟示

2.1我國(guó)電力結(jié)構(gòu)與歐洲有類(lèi)似之處歐洲已建立跨國(guó)電力交易平臺(tái)

前面提到，由于歷史沿革原因，我國(guó)大陸地區(qū)除內(nèi)蒙古和河北外，每

個(gè)省級(jí)行政區(qū)均設(shè)有1個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，加上內(nèi)蒙古自治區(qū)的蒙東、蒙西

和河北的冀北、河北南網(wǎng)4個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，共有33個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，大部

分電力的生產(chǎn)和消納均在省內(nèi)完成。我國(guó)跨省輸電電量穩(wěn)步提升，從

2009年的4459億千瓦時(shí)上升至2022年的14610億千瓦時(shí)，增加

約3倍，占比也從12.2%提升到17.4%,2022年全年發(fā)電量約8.4

萬(wàn)億千瓦時(shí)。

圖12:2009-2022年我國(guó)年發(fā)電量和省間輸送電量（億千瓦時(shí)）

20.00%

18.00%

16.00%

14.00%

1200%

10.00%

8.00%

6.00%

4.00%

2.00%

0.00%

20092010201120122013201420152016201720182019202020212022

一發(fā)電■一匕間輸送電■——占比（右軸）

根據(jù)BP數(shù)據(jù)，歐洲（不包括獨(dú)聯(lián)體地區(qū)）2021年的總發(fā)電量4.03

億千瓦時(shí)，大約為中國(guó)的一半，而且歐洲也由30余個(gè)大大小小的國(guó)

家組成，與中國(guó)的情況有一定的相似性。2014年歐洲理事會(huì)呼吁到

2020年歐盟成員國(guó)跨國(guó)輸電能力（跨國(guó)輸電容量/發(fā)電裝機(jī)容量）達(dá)

到至少10%,這一目標(biāo)在2018重新修改，目標(biāo)是2030年跨國(guó)輸電

能力達(dá)到15%,2021年有16個(gè)國(guó)家表示有望在2030年前完成這一

目標(biāo)。

2009年歐洲六大輸電運(yùn)營(yíng)商聯(lián)盟達(dá)成協(xié)議，組建ENTSO-E,

ENTSO-E是歐洲TSO（TransmissionSystemOperators,輸電系

統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商）組成的非盈利組織。其時(shí)，成員包括36個(gè)國(guó)家的43個(gè)

輸電運(yùn)營(yíng)商，主要職責(zé)包括制定電網(wǎng)規(guī)劃、協(xié)調(diào)電力輸送、制定市場(chǎng)

規(guī)范、推動(dòng)新能源發(fā)展，這也為歐洲跨國(guó)電力市場(chǎng)打下了基礎(chǔ)。截止

目前，ENTSO-E由來(lái)自35個(gè)國(guó)家的39個(gè)TSO正式成員和2個(gè)觀

察成員組成，基本包括了除俄羅斯、白俄羅斯、英國(guó)（除北愛(ài)爾蘭）

外的歐洲所有主要國(guó)家。所有成員國(guó)中，除德國(guó)和奧地利外，均只有

1個(gè)TSO來(lái)負(fù)責(zé)本國(guó)的輸電資產(chǎn)、運(yùn)維，通常來(lái)說(shuō)TSO負(fù)責(zé)

380/220kV電網(wǎng)運(yùn)行。部分國(guó)家TSO兼電力調(diào)度職責(zé)，而部分國(guó)家

除TSO外還有ISO（IndependentSystemOperators,獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)

營(yíng)商）來(lái)專(zhuān)門(mén)負(fù)責(zé)電力調(diào)度。

跨國(guó)電力輸送在歐洲新能源轉(zhuǎn)型中將發(fā)揮巨大的作用。根據(jù)

ENTSO-E的報(bào)告，截止2022年ENTSO-E成員國(guó)跨國(guó)輸電能力為

93GW。如果到2030年再增加64GW跨國(guó)輸電能力，則相比于不增

加跨國(guó)輸電能力每年多消納170億千瓦時(shí)新能源、少使用90億千瓦

時(shí)天然氣電量、減少1400萬(wàn)噸二氧化碳排放并節(jié)省50億歐元發(fā)電

成本。

歐洲電網(wǎng)實(shí)行輸配分離的結(jié)構(gòu)。除TSO外，歐洲還有數(shù)千家DSO

（DistributionSystemOperators,配電系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商），其職能與TSO

類(lèi)似，區(qū)別在于DSO管理電壓等級(jí)較低的輸電線路，且DSO之間

的互聯(lián)較少，其主要職責(zé)是做好TSO和用戶的銜接，保證電力能有

效地傳輸給用戶，同時(shí)保證DSO和TSO安全穩(wěn)定運(yùn)行。在歐洲新

能源轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略下，越來(lái)越多的分布式電源、工商業(yè)和戶用儲(chǔ)能接入

DSO,使得DSO從單一的電能接收和轉(zhuǎn)運(yùn)環(huán)節(jié)變?yōu)殡娏ιa(chǎn)和消費(fèi)

同時(shí)進(jìn)行的環(huán)節(jié)，這也對(duì)DSO的運(yùn)行帶來(lái)了巨大調(diào)整，去中心化成

為大勢(shì)所趨。歐盟統(tǒng)一電力市場(chǎng)是歐洲統(tǒng)一大市場(chǎng)的組成部分，統(tǒng)一

市場(chǎng)的建設(shè)經(jīng)歷了從頂層設(shè)計(jì)到細(xì)化規(guī)則，從單個(gè)國(guó)家市場(chǎng)到跨國(guó)區(qū)

域市場(chǎng)，從中長(zhǎng)期交易到日前、日內(nèi)交易的分階段推進(jìn)過(guò)程。

歐洲的電力市場(chǎng)主要由批發(fā)市場(chǎng)和系統(tǒng)服務(wù)兩部分組成，基本結(jié)構(gòu)與

我國(guó)目前電力交易類(lèi)似，但是歐洲將絕大部分電量放在批發(fā)市場(chǎng)中，

并通過(guò)場(chǎng)內(nèi)和場(chǎng)外交易兩種形式完成。其現(xiàn)貨市場(chǎng)與中國(guó)類(lèi)似，但是

有更多的衍生品交易來(lái)確保電價(jià)穩(wěn)定。在枇發(fā)市場(chǎng)外，還有主要由

TSO或DSO負(fù)責(zé)的系統(tǒng)服務(wù)，主要為了保證電力系統(tǒng)的實(shí)時(shí)平衡,

這一機(jī)制在歐洲被稱為EB(ElectricityBalancing,電力平衡)機(jī)制。

需要注意的是，歐洲電力市場(chǎng)得以推進(jìn)的核心在于EEX、ISO、TSO

和DSO的互相配合。因?yàn)椴徽揟SO和DSO如何拆分，在所屬區(qū)域

均具有壟斷特性，在一個(gè)地區(qū)設(shè)置多個(gè)DSO來(lái)產(chǎn)生競(jìng)爭(zhēng)，從各方面

來(lái)看均不具備可行性。因此競(jìng)爭(zhēng)只能在EEX中完成，TSO和DSO

只負(fù)責(zé)根據(jù)交易結(jié)果和ISO的調(diào)度指令來(lái)運(yùn)營(yíng)電力資產(chǎn)。

2.2平衡市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)

歐洲的平衡市場(chǎng)源于2017年12月23日歐盟委員會(huì)EB條例，該條

例給出一個(gè)指導(dǎo)方針，使得各國(guó)可以在平衡市場(chǎng)中共享資源，從而使

發(fā)電量始終與用電量相等。從實(shí)際達(dá)成的效果來(lái)看，歐洲平衡市場(chǎng)與

我國(guó)的調(diào)頻輔助服務(wù)類(lèi)似。在平衡市場(chǎng)中：調(diào)度智能歸于TSO或者

DSO,參與平衡市場(chǎng)運(yùn)行和結(jié)算的市場(chǎng)成員包括BSP(Balance

ServiceProvider,BSP)和BRP(BalanceResponsibilityParty,

BRP)等。其中BSP提供平衡資源，在實(shí)際運(yùn)行中根據(jù)系統(tǒng)頻率變

化或調(diào)度指令改變自身出力以幫助系統(tǒng)恢復(fù)平衡，BRP是承擔(dān)責(zé)任

并參與不平衡結(jié)算的市場(chǎng)成員。

圖16:平衡市場(chǎng)運(yùn)行和結(jié)門(mén)機(jī)制

平衡服務(wù)的能量補(bǔ)償

BSP

容量補(bǔ)償)

\電能市場(chǎng)上

競(jìng)價(jià)、雙邊合約或/''下調(diào)報(bào)價(jià)

與電能聯(lián)合出清,

容

精

結(jié)

算

平衡市場(chǎng)將為需求惻響應(yīng)、儲(chǔ)能以及綜合能源等提供新的參與機(jī)會(huì),

從而調(diào)動(dòng)他們加入到市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)以提高全社會(huì)用能效率。歐洲的統(tǒng)一平

衡市場(chǎng)建立在各國(guó)輔助服務(wù)的基礎(chǔ)上，目前主要的品種包括FCR

(FrequencyContainmentReserve)>aFRR(automaticFrequency

RestorationReser\<e)、mFRR(manualFrequencyRestoration

Reserve)、VoltageControl>BlackStart等，大體上對(duì)應(yīng)我國(guó)的一

次調(diào)頻、二次調(diào)頻、電壓控制、黑啟動(dòng)等。

2.3容量市場(chǎng)是電能量市場(chǎng)的補(bǔ)充但不同國(guó)家對(duì)此看法不一

目前各國(guó)對(duì)于容量市場(chǎng)的看法不一，對(duì)容量市場(chǎng)持正面看法的國(guó)家認(rèn)

為，容量市場(chǎng)可以確保電力運(yùn)營(yíng)商進(jìn)行冗余投資以應(yīng)對(duì)極端天氣或極

端條件下電力供應(yīng)問(wèn)題。對(duì)容量市場(chǎng)持負(fù)面看法的國(guó)家則認(rèn)為，容量

市場(chǎng)提高了全社會(huì)用電成本，而且對(duì)于容量市場(chǎng)能否引導(dǎo)冗余投資持

懷疑態(tài)度，這些國(guó)家認(rèn)為極端情況下的高電價(jià)是止常現(xiàn)象，相比容量

市場(chǎng)可以做到全生命周期用電成本最低。

美國(guó)：美國(guó)PJM設(shè)置了容量市場(chǎng)。PJM等區(qū)域還意識(shí)到如果完全按

照現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)時(shí)出清，電力公司將沒(méi)有動(dòng)力建設(shè)冗余備用機(jī)組，導(dǎo)致

系統(tǒng)難以應(yīng)對(duì)極端天氣等突發(fā)情況，因此PJM早在1998年就設(shè)立

了單獨(dú)的容量市場(chǎng)。PJM容量市場(chǎng)也是一種期貨市場(chǎng)”，由PJM交

易中心測(cè)算未來(lái)3年的必要容量需求，提前三年拍賣(mài)，包括一次基礎(chǔ)

拍賣(mài)和后續(xù)的三次補(bǔ)充拍賣(mài)（如2023年所需容量的基礎(chǔ)拍賣(mài)在2020

年5月進(jìn)行），保障電力公司競(jìng)拍得到容量指標(biāo)后，有充足的時(shí)間進(jìn)

行機(jī)組建設(shè)。在未來(lái)容量履約期內(nèi)，負(fù)有容量義務(wù)的電力公司必須提

供隨時(shí)可調(diào)用的容量，如果不足需要在日前容量二級(jí)市場(chǎng)中購(gòu)買(mǎi)。美

國(guó)PJM市場(chǎng)容量市場(chǎng)的拍賣(mài)機(jī)制與電能量市場(chǎng)類(lèi)似，同樣采用“邊際

出清”機(jī)制。電網(wǎng)計(jì)算出容量需求，各類(lèi)型機(jī)組根據(jù)其成本報(bào)價(jià)并按

報(bào)價(jià)從低到高排序，直到容量需求被滿足時(shí)的價(jià)格作為所有中標(biāo)機(jī)組

的出清價(jià)格。容量市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)的區(qū)別在于，容量市場(chǎng)的需求更

加計(jì)劃性，而供給州較為市場(chǎng)化，而電能量市場(chǎng)兩側(cè)都更加市場(chǎng)化。

英國(guó)：容量市場(chǎng)規(guī)模由政府確定，然后通過(guò)拍賣(mài)在市場(chǎng)上購(gòu)買(mǎi)容量,

最低出價(jià)者提供容量，但如果未能交付，最低出價(jià)者將面臨嚴(yán)厲的處

罰。英國(guó)第一次容量拍賣(mài)于2014年12月舉行，目的是在2018/19

年冬季提供足夠的產(chǎn)能，耗資近10億英鎊。英國(guó)政府在2018/19年

度的第一期交付中確保了略高于50吉瓦的容量。但是容量市場(chǎng)也可

能容易受到操縱，英國(guó)市場(chǎng)監(jiān)管機(jī)構(gòu)曾展開(kāi)了一項(xiàng)調(diào)查，懷疑五家電

力公司可能在其新電站計(jì)劃中提供了誤導(dǎo)性信息從而影響了容量市

場(chǎng)的價(jià)格。此外在英國(guó)早期的容量市場(chǎng)中，煤電成為了最主要的受益

者，這與公眾的普遍認(rèn)知不符（當(dāng)然我們認(rèn)為這是正常的）。

法國(guó)：法國(guó)的容量市場(chǎng)選擇了去中心化的設(shè)計(jì)，電力零售商有義務(wù)提

前四年根據(jù)客戶的峰值需求確保容量，必須從發(fā)電站運(yùn)營(yíng)商那里購(gòu)買(mǎi)

容量證書(shū)。法國(guó)冬天有巨大的容量需求，因?yàn)榉▏?guó)大部分供暖都依賴

于電力，鄰國(guó)比利時(shí)也希望通過(guò)容量市場(chǎng)為新建天然氣發(fā)電的投資提

供補(bǔ)貼。在其他電力市場(chǎng)化程度更為極端的國(guó)家或地區(qū)，比如美國(guó)德

州、加州以及德國(guó)等，均不設(shè)置容量市場(chǎng)。

3.立足國(guó)情：國(guó)內(nèi)電改的可能方向

3.1最艱巨能源轉(zhuǎn)型之路需要明確的制度促進(jìn)改革

我國(guó)面臨著人類(lèi)歷史上最為艱巨的新能源轉(zhuǎn)型之路。中國(guó)如今已經(jīng)擁

有全世界最大的電力系統(tǒng)，2021年我國(guó)發(fā)電量占全球比例已達(dá)到

30%,接近第二名美國(guó)的2倍，更重要的是我國(guó)的用電規(guī)模仍在快速

增長(zhǎng)，2021年我國(guó)全年新增發(fā)電量達(dá)7552億千瓦時(shí)（BP口徑），

是德國(guó)2021年全國(guó)用電量的接近1.3倍，而德國(guó)總發(fā)電量從近20

年基本維持在穩(wěn)定水平。

圖18:2021年世界各國(guó)發(fā)電量比重

意大利其他中國(guó)

1.0%34.5%30.0%

加拿

大韓國(guó)

15.5%

23%2」％

法國(guó)印度.「德國(guó)―日本

1.9%6.0%1.1%2.1%3.6%

我國(guó)新能源轉(zhuǎn)型伊始便布滿荊棘。此外，受光伏組件和儲(chǔ)能成本上漲

等因素影響，2021年、2022年集中式光伏裝機(jī)規(guī)模分別僅為2560

萬(wàn)千瓦和3629萬(wàn)千瓦，明顯低于預(yù)期。風(fēng)電新增裝機(jī)規(guī)模則從2020

年開(kāi)始連續(xù)三年下滑，雖然與2020年和2021年兩次風(fēng)電搶裝有關(guān)，

但仍顯示出我國(guó)新能源建設(shè)難度超過(guò)大家預(yù)期。在這樣的背景下，電

力市場(chǎng)規(guī)則對(duì)于新能源轉(zhuǎn)型至關(guān)重要。從海外國(guó)家經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)來(lái)看，一

套合理的電力市場(chǎng)規(guī)則應(yīng)滿足以下條件：（1）通過(guò)有效的長(zhǎng)期信號(hào)，

推動(dòng)可再生能源、靈活性資源和電網(wǎng)的投資，擁有充足的容量保證用

電安全。（2）促進(jìn)資源的高效調(diào)度和消費(fèi)，同時(shí)促進(jìn)整個(gè)電力系統(tǒng)

空間和時(shí)間上的靈活性；（3）電力市場(chǎng)規(guī)則應(yīng)該與電力系統(tǒng)的能力

和安全性要求相一致，保證電網(wǎng)安全可靠運(yùn)行；（4）保證電力用戶

用電安全性和經(jīng)濟(jì)性。

新能源是電力系統(tǒng)完成碳中和目標(biāo)的核心，但并非唯一發(fā)展方向。新

能源可以提供清潔的電量支持，但由于新能源發(fā)電具有間歇性，R難

以提供充足的無(wú)功、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量等缺點(diǎn)，因此未來(lái)的電力系統(tǒng)一定會(huì)需

要更多的角色參與，包括儲(chǔ)能、氫能、電網(wǎng)以及需求側(cè)資源彌補(bǔ)新能

源的缺點(diǎn)。

一、通過(guò)長(zhǎng)期投資信號(hào)保證電力系統(tǒng)充足容量和靈活性

由于我國(guó)用電需求還在高速增長(zhǎng)中，特別是用電負(fù)荷還在快速增長(zhǎng)。

2021年和2022年我國(guó)最高用電負(fù)荷分別增加1.14億千瓦和1億千

瓦，均超過(guò)德國(guó)全國(guó)的用電負(fù)荷。在目前技術(shù)基礎(chǔ)下，頂峰電源依然

需要繼續(xù)建設(shè)，根據(jù)我們測(cè)算，為了保證全國(guó)頂峰供電能力的需求,

到2030年煤電裝機(jī)需要達(dá)到14.8億千瓦，相比2022年底仍要增加

約3.8億千瓦。在過(guò)去機(jī)制下，煤電廠收入=電價(jià)x利用小時(shí)數(shù)x發(fā)電

容量，但煤電利用小時(shí)數(shù)下降是必然趨勢(shì)，收入也呈下降趨勢(shì)，對(duì)煤

電建設(shè)是負(fù)面信號(hào)。

此外對(duì)于儲(chǔ)能及需求側(cè)資源來(lái)說(shuō)，雖然理論上現(xiàn)貨確實(shí)能夠使其獲得

商業(yè)運(yùn)行的可能，但是現(xiàn)貨市場(chǎng)的收益相對(duì)來(lái)說(shuō)波動(dòng)較大且不確定，

因此給與他們必要的長(zhǎng)期投資信號(hào)也是必須的。此外，明確的長(zhǎng)期投

資信號(hào)對(duì)于新技術(shù)投入商業(yè)運(yùn)行給與指引，從而有效引導(dǎo)在新興技術(shù)

上的資本投入。可能的舉措包括：（1）對(duì)可再生能源的支持機(jī)制。

包括a）逐漸建立碳市場(chǎng)、綠電交易市場(chǎng)，讓可再生能源獲取合理的

環(huán)境溢價(jià)。b）通過(guò)多樣的長(zhǎng)期購(gòu)電協(xié)議來(lái)保證新能源收益的穩(wěn)定性；

O探索雙向差價(jià)合約機(jī)制，避免電價(jià)過(guò)高時(shí)新能源獲取過(guò)多的超額

收益等。（2）傳統(tǒng)電源時(shí)代不被重視的容量?jī)r(jià)值需要得到體現(xiàn)。通

過(guò)建立容量補(bǔ)償或容量電價(jià)機(jī)制，可以提高煤電、儲(chǔ)能等資源建設(shè)的

積極性，從而給整個(gè)電力系統(tǒng)提供充足性。（3）電力信息需要公開(kāi)

透明。電力系統(tǒng)的運(yùn)行和交易具有特殊性，電網(wǎng)公司不論結(jié)構(gòu)如何總

是多少擁有壟斷的特性，為了讓電力交易能夠順暢進(jìn)行，盡量降低全

社會(huì)用電成本，跟電力交易有關(guān)的信息需要透明，才能確保所有電力

市場(chǎng)參與者都能公平交易。此外，公開(kāi)電網(wǎng)的相關(guān)信息也非常重要,

特別是必要的網(wǎng)架信息以及電網(wǎng)長(zhǎng)期的規(guī)劃。

二、通過(guò)靈活的短期價(jià)格信號(hào)增加電力系統(tǒng)靈活性

為了提高能源系統(tǒng)的短期靈活性，日前、日內(nèi)和實(shí)施平衡價(jià)格信號(hào)對(duì)

于確保發(fā)電和用電的有效調(diào)度、優(yōu)化綜合能源系統(tǒng)至關(guān)重要。為了滿

足未來(lái)靈活資源組合的需求，短期市場(chǎng)需要逐步接近實(shí)時(shí)運(yùn)行，采用

更短的結(jié)算期，消除市場(chǎng)進(jìn)入獲取收益的障礙。

靈活的短期價(jià)格信號(hào)對(duì)于調(diào)動(dòng)分散的能源和靈活性資源，特別是分布

式電源、用戶側(cè)儲(chǔ)能、電動(dòng)車(chē)、虛擬電廠、需求側(cè)響應(yīng)等具有積極意

義。因?yàn)閷?duì)于這些資源來(lái)說(shuō)，為電力系統(tǒng)提供靈活性可能并不需要過(guò)

多額外的資本投入，短期價(jià)格信號(hào)的意義更加明顯一些。而從更長(zhǎng)遠(yuǎn)

的視角來(lái)看，短期價(jià)格信號(hào)對(duì)于電力系統(tǒng)與其他能源系統(tǒng)（如交通、

熱力、燃?xì)獾龋┻M(jìn)行耦合互補(bǔ)也有積極作用。

三、通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)等確保電力系統(tǒng)有足夠的資源應(yīng)對(duì)風(fēng)險(xiǎn)

輔助服務(wù)本質(zhì)上是彌補(bǔ)電力交易的局限性，大部分輔助服務(wù)需要根據(jù)

電網(wǎng)實(shí)時(shí)運(yùn)行狀況及時(shí)調(diào)用。但輔助服務(wù)同樣需要建立市場(chǎng)，反應(yīng)出

電力系統(tǒng)對(duì)輔助服務(wù)資源的迫切性，從而引導(dǎo)輔助服務(wù)資源的建設(shè)。

這需要兩方面的努力：a）電網(wǎng)公司能夠?qū)﹂L(zhǎng)期的輔助服務(wù)需求提出

規(guī)劃；b）在此基礎(chǔ)上市場(chǎng)的設(shè)計(jì)必須反映電網(wǎng)的實(shí)際情況和需求。

3.2結(jié)合國(guó)情我國(guó)電力體制改革的可能方向有哪些

如果說(shuō)2020年雙碳目標(biāo)的提出是給電力行業(yè)指出了未來(lái)40年的發(fā)

展方向，那么電改就是電力行業(yè)邁向目標(biāo)的核心推手。舊的電力體制

己無(wú)法適應(yīng)新的需要，改革勢(shì)在必行，過(guò)去兩年電力行業(yè)面臨的種種

困境已經(jīng)證明了這一點(diǎn)。電改給電力行業(yè)帶來(lái)的變革，主要在于電力

行業(yè)收入端的擴(kuò)容以及內(nèi)部的收入再分配。首先是電力行業(yè)收入端的

整體擴(kuò)容，雖然目前僅就電量成本而言，新能源在大部分地區(qū)相比火

電已經(jīng)具有優(yōu)勢(shì)，部分地區(qū)甚至逼近水電，但由于新能源提供的容量

和調(diào)節(jié)能力相當(dāng)有限，加上為保證新能源消納和用電安全的調(diào)節(jié)和容

量成本，整體而言電源側(cè)的投資將呈現(xiàn)大幅上升的態(tài)勢(shì)。據(jù)我們測(cè)算

為保證碳達(dá)峰、用電安全以及增加調(diào)節(jié)能力，十四五和十五五期間電

源側(cè)投資額需要進(jìn)一步提高到1萬(wàn)億以上，同時(shí)還需要投資抽水蓄能、

儲(chǔ)能等靈活性資源，相比雙碳目標(biāo)提出前的4000—5000億左右的量

級(jí)至少翻倍以上，而電力消費(fèi)量的增長(zhǎng)相對(duì)有限?？紤]到電力資產(chǎn)收

益率情況對(duì)電力投資持續(xù)性至關(guān)重要，因此整個(gè)電力行業(yè)收入端的擴(kuò)

容也至關(guān)重要，否則會(huì)對(duì)雙碳目標(biāo)帶來(lái)負(fù)面影響，這也是全社會(huì)為雙

碳轉(zhuǎn)型所必須承擔(dān)的成本。

一、陸續(xù)放開(kāi)優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購(gòu)電

按照《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則（暫行）》和《關(guān)于有序放開(kāi)發(fā)用電

計(jì)劃的實(shí)施意見(jiàn)》，優(yōu)先發(fā)電的順序?yàn)榭缡】鐓^(qū)優(yōu)先發(fā)電、保障性收

購(gòu)新能源、可再生能源調(diào)峰機(jī)組、二類(lèi)優(yōu)先發(fā)電機(jī)組（水電、核電、

余熱余壓余氣發(fā)電等）。從電力交易的角度，優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購(gòu)電排

除在電力交易市場(chǎng)之外，并根據(jù)電網(wǎng)的預(yù)測(cè)和計(jì)算作為電力交易的邊

界。從未來(lái)長(zhǎng)期趨勢(shì)來(lái)看，所有電源都要需要陸續(xù)進(jìn)入電力市場(chǎng)進(jìn)行

交易，根據(jù)《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則（暫行）》的指導(dǎo)思想，進(jìn)入

電力市場(chǎng)的先后順序應(yīng)為氣電、可調(diào)節(jié)水電、核電、不可調(diào)節(jié)水電、

風(fēng)電及光伏。目前我國(guó)優(yōu)先購(gòu)電主要包括一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中的重要公

用事業(yè)、公益性服務(wù)行業(yè)用電，以及居民生活用電，出于公平角度,

短期內(nèi)這部分用電量可能不會(huì)進(jìn)入電力市場(chǎng)，將仍執(zhí)行優(yōu)先購(gòu)電，那

么相應(yīng)的還會(huì)保持一定規(guī)模的優(yōu)先發(fā)電。但由于優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購(gòu)電

規(guī)模增長(zhǎng)可能出現(xiàn)明顯偏差，因此也不排除后續(xù)取消優(yōu)先購(gòu)電而采取

補(bǔ)貼的方式降低其用電負(fù)擔(dān)的可能。

二、進(jìn)一步放松中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格限制

我國(guó)目前絕大部分地區(qū)對(duì)中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格都執(zhí)行了限價(jià)，普遍

認(rèn)為主要出于以下幾點(diǎn)原因：（1）中長(zhǎng)期市場(chǎng)決定了全社會(huì)用電成

本的水平，當(dāng)前能源價(jià)格較高如果完全傳遞到電力市場(chǎng)，可能造成用

電成本大幅上升；（2）我國(guó)電力市場(chǎng)制度設(shè)置尚處于早期，完全放

松價(jià)格限制可能造成價(jià)格波動(dòng)過(guò)大；（3）一旦放開(kāi)限價(jià)可能導(dǎo)致部

分電源產(chǎn)生暴利，不符合大眾對(duì)電力企業(yè)公用事業(yè)屬性的定位。但是

從長(zhǎng)期來(lái)看，限價(jià)如果長(zhǎng)期保持，可能從全社會(huì)福利的角度會(huì)造成損

害；（1）目前價(jià)格不僅設(shè)上限還設(shè)置了下限，如果能源價(jià)格大幅下

跌同樣缺乏向下調(diào)節(jié)空間，可能導(dǎo)致全社會(huì)用電成本不降反升；（2）

價(jià)格限制導(dǎo)致在某些情況下無(wú)法如實(shí)反應(yīng)市場(chǎng)供需，難以通過(guò)價(jià)格信

號(hào)有效激發(fā)保供或調(diào)節(jié)能力；（3）限價(jià)如果長(zhǎng)期限制實(shí)際市場(chǎng)供需

的體現(xiàn)，可能導(dǎo)致電力投資意愿下降。

三、輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)一步市場(chǎng)化并與現(xiàn)貨市場(chǎng)接軌、范圍進(jìn)一步擴(kuò)大

我國(guó)目前輔助服務(wù)市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制主要有主管部門(mén)直接規(guī)定（如南方、

華東）以及有限價(jià)的市場(chǎng)化報(bào)價(jià)（如西北、華北等）等形式。直接規(guī)

定的形式優(yōu)點(diǎn)是機(jī)組的目標(biāo)收益較為明確，但缺點(diǎn)是定價(jià)難以準(zhǔn)確反

應(yīng)市場(chǎng)實(shí)際需求，可能導(dǎo)致收益率過(guò)高或過(guò)低。帶限價(jià)的市場(chǎng)化報(bào)價(jià)

機(jī)制比直接定價(jià)更靈活，但也難以完全反應(yīng)市場(chǎng)需求。因此預(yù)計(jì)后續(xù)

輔助服務(wù)市場(chǎng)也會(huì)逐漸市場(chǎng)化并逐漸引入專(zhuān)門(mén)的輔助服務(wù)提供商，且

部分輔助服務(wù)將與現(xiàn)貨市場(chǎng)一起聯(lián)合定價(jià)或出清，以保證輔助服務(wù)市

場(chǎng)準(zhǔn)確定價(jià)，并引入更多的市場(chǎng)化主體參與使得電力系統(tǒng)更加靈活、

可靠。

四、陸續(xù)執(zhí)行容量電價(jià)，并逐漸向容量市場(chǎng)過(guò)渡

煤電：煤電仍然是我國(guó)目前最主要的電源類(lèi)型，后續(xù)煤電在極端情況

下的保供以及調(diào)節(jié)方面將發(fā)揮重要的作用，我國(guó)用電負(fù)荷仍將保持一

段時(shí)間增長(zhǎng)，煤電機(jī)組建設(shè)需求還在。但后續(xù)煤電整體利用小時(shí)數(shù)逐

漸下降已成趨勢(shì)，部分機(jī)組可能需要改造保持較低出力為新能源讓出

發(fā)電空間，在低利用小時(shí)數(shù)下保持合理收益對(duì)現(xiàn)有煤電機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行、

提升新建機(jī)組建設(shè)意愿都有重要意義。我們預(yù)計(jì)后續(xù)煤電有望陸續(xù)實(shí)

行容量電價(jià)，新能源消納壓力較大以及缺電壓力較大的省份有望率先

出臺(tái)。儲(chǔ)能：新型儲(chǔ)能也存在給與容量電價(jià)的可能性，但與煤電不同，

新型儲(chǔ)能能夠提供的容量有時(shí)間限制（取決于配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)），因此預(yù)計(jì)

在獲取容量電價(jià)時(shí)相比于煤電會(huì)有所折扣。新能源：理論上來(lái)說(shuō)，新

能源（包括光伏、光熱、風(fēng)電等）也可以提供一定程度的容量（風(fēng)電

和光伏相對(duì)較少，光熱相對(duì)較多），因此也可以獲取容量電價(jià)，這在

國(guó)外部分地區(qū)是被允許的。

五、短期內(nèi)輸配分離可能性較小但交叉補(bǔ)貼問(wèn)題需要解決

就我國(guó)國(guó)情來(lái)看，雖然2002年電改5號(hào)文斃出了“輸配分離”的目標(biāo)，

但從實(shí)際執(zhí)行情況來(lái)看，輸配分離甚至沒(méi)有邁出真正的一步。雖然歐

洲的實(shí)際情況是輸配分離（即分為T(mén)SO和DSO）,但目前來(lái)我國(guó)短

期內(nèi)實(shí)現(xiàn)輸配分離的可能性不大。原因有以下幾點(diǎn)：（1）我國(guó)2015

年后才開(kāi)始輸配電價(jià)改革，到目前第三監(jiān)管周期結(jié)束，整體上來(lái)看基

本完成了“管住中間”的目標(biāo)，對(duì)電力市場(chǎng)化初步開(kāi)展已無(wú)明顯阻礙;

（2）歐洲雖然有大大小小數(shù)千家DSO,且其所有制多種多樣，但再

小的DSO在其管轄的地域都有排他性，屬于壟斷性企'也。因此歐洲

對(duì)DSO均進(jìn)行了嚴(yán)格的監(jiān)管，上中下游一體化經(jīng)營(yíng)受到限制，在財(cái)

務(wù)、管理、法律等兒個(gè)層面有嚴(yán)格的約束和要求。（3）在電力市場(chǎng)

充分建立后，電網(wǎng)只需要負(fù)責(zé)平衡服務(wù)以及按實(shí)際發(fā)生的電量收取輸

配電價(jià)即可，電力供需均由市場(chǎng)決定，理論上電價(jià)高低與電網(wǎng)并無(wú)直

接利益關(guān)系，且當(dāng)前較為發(fā)達(dá)的數(shù)字化和互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)，讓客戶、售電

商、發(fā)電企業(yè)對(duì)接十分容易，因此判斷輸配分離當(dāng)下并無(wú)迫切性需求。

4.電改需改變電費(fèi)構(gòu)成影響整個(gè)電力產(chǎn)業(yè)鏈的預(yù)期收入

電力行業(yè)成本向下游傳導(dǎo)的方式也至關(guān)重要，涉及到電費(fèi)再分配的問(wèn)

題。電力行業(yè)目前面臨的困境不是單純的電價(jià)“高”還是“低”的問(wèn)題，

而是全社會(huì)應(yīng)該承擔(dān)的成本如何傳導(dǎo)和分?jǐn)偟膯?wèn)題。短期來(lái)看，全社

會(huì)每度電電費(fèi)構(gòu)成應(yīng)呈如下變化趨勢(shì)：（1）傳統(tǒng)電源的電量電費(fèi)呈

上升趨勢(shì)（燃料成本向下游傳導(dǎo)，火電時(shí)間價(jià)值得到體現(xiàn)）。（2）

清潔電源電費(fèi)呈上升或平穩(wěn)趨勢(shì)（清潔電源電費(fèi)構(gòu)成由現(xiàn)在單一的電

量費(fèi)用分化為電量費(fèi)用和環(huán)境費(fèi)用，電量費(fèi)用下降，環(huán)境費(fèi)用上升），

可再生能源發(fā)電環(huán)節(jié)整體受益。（3）容量成本和輔助服務(wù)費(fèi)用呈上

升趨勢(shì)，主要通過(guò)容量電價(jià)和輔助服務(wù)機(jī)制傳導(dǎo)。傳統(tǒng)電源、儲(chǔ)能以

及需求側(cè)資源等都將為此獲益。

■21：

電價(jià)

WvJHRzj

費(fèi)用

交易提高效

率刖源用

火電電■增用

目前每度電未來(lái)植度電

費(fèi)用構(gòu)成費(fèi)用構(gòu)成

(4)電改帶來(lái)的另一大變化便是市場(chǎng)化后的交易環(huán)節(jié)。從全局來(lái)看，

此外由于各種類(lèi)型的限價(jià)、政府定價(jià)、優(yōu)先購(gòu)用電的存在，使得電力

交易面臨太多的邊際條件，客觀上阻礙了實(shí)現(xiàn)全社會(huì)最低成本。電改

后摩擦成本降低，使得電力交易本身產(chǎn)生價(jià)值，這也將是未來(lái)電力系

統(tǒng)各個(gè)參與方降低成本并體現(xiàn)差距的重要環(huán)節(jié)。由此可能帶來(lái)電力交

易環(huán)節(jié)興起，并由比推動(dòng)更多新業(yè)態(tài)和新技術(shù)的發(fā)展。“三新”經(jīng)濟(jì)有

望在電力行業(yè)大放異彩。我國(guó)提出的新產(chǎn)業(yè)、新業(yè)態(tài)、新商業(yè)模式的

“三新’經(jīng)濟(jì)是從簡(jiǎn)單投資拉動(dòng)向