電力行業(yè)深度分析

電力行業(yè)深度分析

L著眼當下：我國電力體制改革的現(xiàn)狀

我國電價體系較為復雜，從終端用戶的角度來看，用戶的用電電價=

上網(wǎng)電價+輸配電價+其他費用（主要是政府性基金及附加）。在非

市場化機制下，三個部分均由政府核定，政府主要通過輸配電價來調(diào)

節(jié)不同時段電價從而形成分時電價，滿足基本的價格調(diào)節(jié)機制。2015

年電改后我國重新核定了輸配電價，這也是電力市場化的基礎(chǔ)。未來

在市場化要求下該電價形成機制將產(chǎn)生如下變化：

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

將分為中長期電價和現(xiàn)貨電價，并由市場化方式形成。（2）輔助服

務(wù)市場：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

方和承擔方均為發(fā)電側(cè)，用戶側(cè)不承擔此項費用，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，

隨著新能源裝機占比提升，輔助服務(wù)的需求和供給開始失衡，電力系

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

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

下稱“兩個細則”）將用戶側(cè)納入分攤范圍。（3）容量電價：容量電

價是現(xiàn)貨市場的重要“補丁”，對穩(wěn)定現(xiàn)貨價格、保障電力供給安全具

有重大意義。容量電價是用戶側(cè)為了保證用電充裕度而支付的保險,

因此理應由用戶側(cè)承擔。

因此在市場化機制下，用戶的用電電價=上網(wǎng)電價（中長期+現(xiàn)貨）+

輸配電價+輔助服務(wù)費用（調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡、轉(zhuǎn)動慣量、自

動電壓控制、調(diào)相、無功調(diào)節(jié)、穩(wěn)定切機、穩(wěn)定切負荷、黑啟動等）

+容量電價+其他費用（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，容量電價作為電網(wǎng)的運行成本，實際上是

作為輸配電價的一部分。這里我們不摳定義細節(jié)，重點圍繞中長期、

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

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

服務(wù)則是電源側(cè)和用戶側(cè)共同承擔。

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

制

如果把上述五個方向繼續(xù)向下展開，涉及到的品種多達十幾種，紛繁

復雜的電力交易品種以及各不相同的機制斃高了對電力市場研究的

門檻。但從電力系統(tǒng)運行的本質(zhì)來說，不論是電能量市場、輔助服務(wù)

市場還是容量電價，大體上都是要實現(xiàn)兩個功能：有功平衡和無功平

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

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

和預測其未來的用電需求，發(fā)電側(cè)需要提前預測其未來出力情況（風

電、光伏、水電等）或安排發(fā)電計劃（化石能源），因此需要提前簽

訂用電合約來使供需平衡。但不論新能源的出力還是用電計劃，距離

用電時間越遠把握性越小，所以根據(jù)簽訂合約時點與實際用電時點的

遠近，可以分為中長期和現(xiàn)貨交易，本質(zhì)目的是對電力合約進行分解，

使得電力合約與實際用電需求盡量匹配。中長期交易從時間尺度上可

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)和實時現(xiàn)貨交易。將電能量市場根據(jù)時間尺度不同分解為不同的

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

靈活性越差，交易成本越低，反之則靈活性越強但交易成本越高。

在現(xiàn)貨開始交易之前，通過年度、季度和月度合約交易情況，會產(chǎn)生

D日一天24小時每時每刻的用電曲線。而在現(xiàn)貨交易開始后，實際

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

現(xiàn)貨與中長期量差及現(xiàn)貨價格結(jié)算。簡單表述，即：在T時刻的電費

=中長期電量x中長期價格+（中長期電量■現(xiàn)貨電量）x現(xiàn)貨價格。由

以上公式我們可以得出以下幾個結(jié)論：（1）目前多地要求中長期市

場電量規(guī)模下限為用電總量的90%左右，因此中長期電量和價格決

定了電源側(cè)的基礎(chǔ)收益。（2）機組實際發(fā)電曲線與中長期曲線越接

近，則收入越穩(wěn)定。理論上實際發(fā)電曲線與中長期曲線完全重合時機

組收入與現(xiàn)貨價格無關(guān)。（3）現(xiàn)貨市場的交易規(guī)模十分接近總用電

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

現(xiàn)貨是實際交割的物理合約，而中長期市場為金融合約，現(xiàn)貨價格會

影響中長期市場價格。

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

價。1439號文發(fā)布后我國交易電量進一步上漲至2022年的61%,

煤電幾乎全部進入電力市場。

2022年是1439號文發(fā)布后電力市場運行的第一個完整年，以廣東

省為例，廣東省2022年累計發(fā)受電量7616億千乩時，其中外省送

電1772億千瓦時，本地電源發(fā)電量5844億千瓦時，從交易電量來

看，2022年廣東省總共完成交易電量5309億元，占本省機組發(fā)電

量的比例超過90%,其中直接交易電量2986億千瓦時，占本身機組

發(fā)電量比例為51%。在直接交易電量中，中長期電量2871億千瓦時，

占比96%,其中年度交易2662億千瓦時，月度交易223億千瓦時,

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，但發(fā)

電側(cè)日前總成交電量達到了3800億千瓦時。2022年廣東省內(nèi)機組

煤電、氣電、水電、核電、風電和太陽能發(fā)電量分別為3157、829、

254、1019、270、103億千瓦時，煤電占比為54%。但在電力市場

中，煤電是絕對主力，中長期市場交易電量2871億千瓦時中煤電、

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

■風電

?太陽能

■其他

煤電市場化是1439號文最重要的內(nèi)容之一，煤電全部進入市場后,

其發(fā)電曲線將全部由市場決定，而煤電由于出力可控，理論上可以嚴

格按照中長期曲線進行發(fā)電，因此煤電中長期合同被視作“壓艙石”,

是穩(wěn)定用電成本的核心。因此目前對煤電的交易價格做出嚴格限制，

各省煤電交易電價基于核定的燃煤標桿電，介，并做上下浮動不高于

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

易比例都有比較明確的要求。

基于國情，我國還存在優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電用戶。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

購電用戶指按照政府定價優(yōu)先購電并獲得優(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)先購電用戶主要執(zhí)行政府核定的目錄電價，優(yōu)先發(fā)電用

戶主要執(zhí)行政府核定的上網(wǎng)電價，我國核電和水電以執(zhí)行標桿電價為

主，新能源保障性收購部分以當?shù)厝济簶藯U電價上網(wǎng)。優(yōu)先購用電部

分作為電力交易的邊界條件決定電力市場交易的規(guī)模。我國一產(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)電量進入中長期交易。從各省安排的中長期交易比例來看，

煤電和氣電占據(jù)了中長期交易規(guī)模的絕大部分，這主要因為其他電源

基本不受燃料成本影響，當前讓其進入電力市場的迫切性沒有火電高,

而且其余電源的電量占比仍然較低。

1.1.2現(xiàn)貨市場：提出較為前瞻推進速度逐漸加快

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

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

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

品價格，形成市場化的電力電量平衡機制，逐步構(gòu)建中長期交易與現(xiàn)

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

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

以及連續(xù)性，是被市場忽視的新一輪電改重大信號?，F(xiàn)貨市場首批試

點省份為南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四

川、甘肅等8個省份，要求2018年底前啟動試運行。但實際情況卻

不甚理想,2018年底僅有3個省份啟動試運行，其余5個省份到2019

年6月底之前陸續(xù)啟動試運行，比原計劃延遲約半年。2020年雙碳

目標提出后，現(xiàn)貨市場開啟加速。2021年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進

一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，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，要求2022

年6月底前啟動試運行。整體來看第二批電力現(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試運行，上海也于2022年7月

22日啟動了試運行。

優(yōu)先購用電、中長期市場和現(xiàn)貨市場組成了我國當前電力交易的最主

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)和機組實際運行

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。但我國當前電力交易還不夠成熟，有相當規(guī)模的用戶通過電網(wǎng)

進行代理購電，因此電網(wǎng)當前還擔任一部分售電公司職責。以上便構(gòu)

成我國當前電能量交易最基本的組成部分。但是電網(wǎng)代購電只是作為

到全面市場化交易的過渡。2022年5月，湖南出臺國內(nèi)首個電網(wǎng)代

購電退出時間表，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日前直接進行市場交易，否則代購電價

格將上漲50%o這意味著電網(wǎng)代購電機制最終將退出歷史舞臺。

1.2輔助服務(wù)市場：種類逐漸豐富費用逐漸向用戶側(cè)傳導

輔助服務(wù)彌補電力交易不足，對保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行有重大意義。

通過前面對于電能量市場交易的機制以及實際情況來看，即使是實時

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

前，都無法保證發(fā)電和用電需求不會發(fā)生變化，實際發(fā)電量可能大于

或小于用電量，而由于電力供需平衡對實時性要求極高，再進行電力

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

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

動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機、穩(wěn)定切負荷等完成，以上輔助服務(wù)本質(zhì)都

是對電能量的實時控制。而自動電壓控制、調(diào)相、無功調(diào)節(jié)本質(zhì)上是

無功平衡，本文著重分析有功輔助服務(wù)。黑啟動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：短期有進一步擴大趨勢

調(diào)峰輔助服務(wù)是我國當前占比最高同時也是相比其他國家最特殊的

輔助服務(wù)類型。從國家能源局公布的數(shù)據(jù)來看，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)實際負荷的需要，根

據(jù)電網(wǎng)調(diào)度指令調(diào)低部分機組的出力，同時對其給予一定的補償而帶

來的輔助服務(wù)。調(diào)峰輔助服務(wù)的功能與電能量市場類似，是適合非市

場化情況下的一種輔助服務(wù)機制。

圖7:2017—2019H1年輔助服務(wù)規(guī)模及占電費的

比重（億元，％）

■■調(diào)頻調(diào)峰

—備用調(diào)壓

—其他-----占電費比重（右軸）

短期來看調(diào)峰輔助服務(wù)規(guī)模有進一步擴大的趨勢，各地均在出臺輔助

服務(wù)細則，增加調(diào)峰輔助服務(wù)的補償力度。目前各地輔助服務(wù)政策基

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

后的調(diào)峰屬于無償部分，不會獲得補償，低于一定范圍后才會相應獲

取補償。從各地新政策來看，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)峰補償費用除甘肅采用容量補償外，其余均

為積分電量補償，以廣東為例，實際出力低于50%才能獲取調(diào)峰補

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

即為可獲取補償?shù)碾娏?，并且根?jù)火電機組實際調(diào)峰深度劃分不同的

檔次，實際出力越低，每度電獲取的補償越高。

至于調(diào)峰補償費用，南方（以廣東為例）補償費用最高，30%~40%

之間補償費用為792元/MWh,0%~30%之間補償費用則高達1188

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

可以獲得補償，補償起點較高。甘肅對于調(diào)峰補償檔位更多，且調(diào)峰

深度越深補償力度越大，鼓勵更為激進的靈活性改造手段。甘肅省最

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

《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（簡稱《暫行規(guī)定》）以

及國內(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》在火電廠負荷率40%至50%之間時報價上限為200

元/MWh（最高檔負荷率0%到20%之間上限為800元/MWh）,電

量交易一大問題在于調(diào)峰時長具有較大不確定性。本版《暫行規(guī)則》

則直接改為調(diào)峰容量時長，且容量需求由電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)確定，并按月

報價和交易，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)無論實際調(diào)用時長如何，都可以享受同樣補貼，

如40%至50%負荷率，供熱季補償上限為300元/MW?日（與實際調(diào)

用時長無關(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)峰補償差距，非供熱季最高檔與最低檔可獲取的補償差距達到18

倍（供熱季為12倍）。上述規(guī)則對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)峰獲取的補償更高，鼓勵更激進的靈活

性改造方案。

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

對儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)的細則還是有比較明顯的不同。不同于火電,

儲能調(diào)峰在不同出力水平時運行成本、調(diào)節(jié)能力等均沒有明顯區(qū)別，

因此對于儲能參與調(diào)峰各地一般是統(tǒng)一的補償標準。從調(diào)峰補償力度

來看，南方區(qū)域補償力度最大，廣東省充電電量補償高達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)峰補償類似

的容量補償方式，但補償上限僅0~300元/MW?日，僅與供熱期火電

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

新型儲能優(yōu)先級則低于抽水蓄能。

但長期來看，《電力現(xiàn)貨市場運行規(guī)則》（征求意見稿）提出探索電

能量市場與調(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。部分地區(qū)已經(jīng)明確在電力現(xiàn)貨市場開啟時不啟動調(diào)

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

會退出歷史舞臺。

1.2.2調(diào)頻市場：電能量市場的重要補充

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調(diào)頻輔助服務(wù)是

為了彌補電力市場和調(diào)峰輔助服務(wù)無法解決的實時平衡問題，主要依

靠自動控制技術(shù)來進行調(diào)整。調(diào)頻已經(jīng)成為儲能的重要收入來源之一。

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

調(diào)頻輔助服務(wù)已經(jīng)成為儲能最重要的收益來源。對于調(diào)頻輔助補償基

準，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)頻補償

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

火電等傳統(tǒng)機組是否存在優(yōu)勢。華東、南方區(qū)域儲能與火電相比，補

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

償費用僅有火電的一半。而對于甘肅省，補償費用則高于火電。

a8：各地新型儲能參與■頻政策對比

?方西北

華東（以E為例）的匕（以日常為例）

是是是是

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

制里程X1.5X里程報

?日撲隹費用通價

”?姨里程乂2.5元里程報價上限12元

計算方式一中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)

主體通過預留調(diào)節(jié)能力，并在規(guī)定的時間內(nèi)響應調(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)動慣量輔助服務(wù)是為了應對新能

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

輔助服務(wù)是為了應對新能源或負荷劇烈變化而引入的輔助服務(wù)。這兩

項輔助服務(wù)目前開展的地區(qū)較少。另外隨著各地缺電形勢加劇，各地

新版“兩個細則”均對需求側(cè)響應和虛擬電廠參與輔助服務(wù)獲取收益

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

側(cè)響應和虛擬電廠的準入門檻，還對調(diào)節(jié)能力、持續(xù)時間等進行了規(guī)

定，補償費用為固定補償。甘肅省對需求側(cè)響應和虛擬電廠的準入門

檻最低，分別僅有1MW和5MW,遠低于南方區(qū)域，價格形成方式

為市場報價，價格上限低于廣東，但另行規(guī)定了應急削峰和應急填谷

服務(wù)，補償標準接近廣東省。

華東區(qū)域和華北區(qū)域在“兩個細則”中對需求側(cè)響應和虛擬電廠均未

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

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

對發(fā)電廠，而APC則進一步涵蓋了儲能以及用戶側(cè)資源等，也就是

說在這些地區(qū)需求惻響應和虛擬電廠是納入調(diào)頻輔助服務(wù)聯(lián)合補償,

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類似，補償費用獲取主

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

1.3容量電價：抽蓄和氣電已實行容量電價煤電容量電價仍在探索

如果電能量市場可以充分反應成本，那么按理說對于煤電，即使未來

利用小時數(shù)下降，依然可以通過提高高峰時段電價（此時新能源無法

提供電能，煤電擁有定價權(quán)）來彌補收益，這是最為理想的情況c但

實際情況，以上機制會面臨兩個問題：（1）難以預測未來電價：對

于長期的用電需求及新能源出力難以做出準確預測，火電企.業(yè)難以精

確預估電價趨勢；（2）無法激勵冗余機組建設(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（高溫導致用電負

荷超出預期、外部因素導致部分機組非止常停機等）下應保證有冗余

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

余機組。那么此時部分國家便研究出臺了容量電價政策。電網(wǎng)預估未

來全社會冗余容量需求，并出臺容量補償（固定數(shù)額）或容量電價（市

場競標）來支付給這部分機組保證其收益。這部分電量不論后續(xù)是否

需要調(diào)用，均需要支付給機組，相當于用戶側(cè)支付的“保險”。需要注

意的是：容量電價由用戶側(cè)支付這一點相當重要，因為根本上來說極

端情況下容量不足，對于發(fā)電企業(yè)來說并沒有實質(zhì)性損害。

在我國，目前名義上的容量電價主要包括抽水蓄能、天然氣發(fā)電以及

山東省和云南省的煤電。抽水蓄能：我國截至目前共出臺了2014年

7月《關(guān)于完善抽蓄電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》和2021年

4月《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》兩份抽水蓄能

電價政策文件，均強調(diào)了抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，其中容量電價主

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

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

一致。政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付,

納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定

省級電網(wǎng)輸配電價忖統(tǒng)籌考慮未來三年新設(shè)產(chǎn)抽水蓄能電站容量電

費。容量電價機制按照6.5%準許收益率核定。

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

頂峰電源和調(diào)峰電源。這也導致天然氣發(fā)電利用小時數(shù)較低、電價較

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

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)機型、利用小時數(shù)不同規(guī)定電價。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+上網(wǎng)電價兩

部制電價。

山東容量電價：山東省容量電價與山東省現(xiàn)貨市場推進有關(guān)，2020

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

提出了容量補償。容量補償電價（當前價格為0.0991元/度）直接附

加在電價中，由市場化用戶承擔，并由機組能夠提供的可用容量分攤。

云南容量電價：云南容量電價出臺時間為2022年12月的《云南省

燃煤發(fā)電市場化改革實施方案（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)容量市場交

易，交易價格為220元/千瓦?年±30%,買方為未自建或購買共享儲

能服務(wù)的新能源場站。前文我們分析過容量電價木質(zhì)上是用電側(cè)為可

靠用電購買的“保險”，目的是促進可靠電源冗余投資以保證電力安全。

從這個角度來看，云南容量電價全部由新能源場站來承擔，且與新能

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

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

的電價補償，并未反應未來容量的需求。從這個角度看，中國尚未有

真正的煤電容量市場。

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

1.4.1輸配電價改革始于03年15年改革全面加速

我國輸配電價市場化改革止式提上議程是在2003年。2003年《國

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

輸配電價由政府價格主管部門按“合理成本、合理盈利、依法計稅、

公平負擔”原則制定，從此我國輸配電價開始正式向“成本+合理收益”

的模式過渡。在此之前，我國電力市場是計劃電價模式，發(fā)電廠的上

網(wǎng)電價和用戶側(cè)銷售電價均由政府核定，電網(wǎng)公司收取的輸配電價實

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，且這種定價機制過于死板，對于引導用電和

引導建設(shè)電源都有一定的負面影響。

圖9：我國輸配電價的基本組成

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

《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)

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

國家發(fā)展改革委印發(fā)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》，2017

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

（試行）》《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關(guān)

于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》，對省級電網(wǎng)、

區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項以及增量配電網(wǎng)價格進行了全面細化，并規(guī)

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

年，隨著《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》、《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價

辦法》、《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》等規(guī)定正式發(fā)布,

我國正式制定出臺了第二監(jiān)管周期輸配電價，全面完善了定價規(guī)則，

規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價；首次實現(xiàn)了對所有省級電

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

理論輸配電價，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。至

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

本完成。

輸配電價三個組成部分中，共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價和專項服務(wù)價格統(tǒng)均采

用“核定成本”+”準許'收益的機制，其中受歷史沿革問題影響，我國輸

配電價存在大額的交叉補貼，主要是高電壓用戶向低電壓用戶補貼以

及不同省份之間的交叉補貼等。根據(jù)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，

省級電網(wǎng)實行“準許成本+合理收益”的定價模式，各電壓等級輸配電

價=該電壓等級總準許收入+本電壓等級的輸配電量。我們可做如下簡

要分析：（1）根據(jù)2017—2020年分電壓等級投資數(shù)據(jù)來看，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。（2）而我

國目前裝機以火電、水電等直接接入220kV及以上電網(wǎng)的大型機組

為主，電量隨電壓等級遞減。（3）高電壓等級電網(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，低電壓等級電網(wǎng)輸配

電價應顯著高于高電壓等級。交叉補貼存在的問題：交叉補貼歷史較

久，我們認為在我國優(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。但交叉補貼影響了實際供需關(guān)系，且隨著居民用電比例

提高矛盾會更加突出。

1.4.2第三監(jiān)管周期改革落地制約市場化交易頑疾基本破除

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

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

周期電網(wǎng)輸配電價核定在多方面取得實質(zhì)性突破，預示著新一輪電改

加速。對比2017?2019、2020-2022兩個監(jiān)管周期，我們分析第三監(jiān)

管周期輸配電價核定有三大核心亮點：1）終端電價中，不同電壓等

級之間的輸配電價差距拉大，容量電價區(qū)分電壓等級，減少不同電壓

等級之間的交叉補貼。2）精簡用戶類別，減少不同類型用戶之間的

交叉補貼；3）明確終端電價構(gòu)成，完善系統(tǒng)運行成本傳導。上述三

點都旨在理順輸配環(huán)節(jié)電價機制，為發(fā)電側(cè)更進一步的市場化改革打

下基礎(chǔ)，預示著我國新一輪電改有望大幅加速。

1）長期以來，制約我國電力市場化改革的核心阻力之一為輸配環(huán)節(jié)

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

資金傳導，兩大堵點在第三周期核定中全部涉及。我國2015年提出

電改9號文,拉開本世紀繼2002年電改5號文后的第二輪電改序幕，

核心思想是“管住中間，放開兩頭”。在電力產(chǎn)業(yè)鏈中，電網(wǎng)屬于“中間”,

具備自然壟斷屬性，由政府按照準許收益率核定價格，而發(fā)電和用電

則是“兩頭”，需要引入市場化競爭來提升效率?！胺砰_兩頭”除了放開

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

業(yè)務(wù)。

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

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

切實履行相同的責任和義務(wù)”，但是截至目前，由社會主體投資的增

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

重要阻力即不同電壓等級之間的交叉補貼。根據(jù)我國現(xiàn)行政策，在給

定各電壓等級輸配電價格后，增量配電網(wǎng)能夠獲得的收入上限就是不

同電壓等級之間的輸配電價差，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電壓等級與220kV

電壓等級的輸配電價差值。但是在我國2017-2019.2020-2022兩個

周期的輸配電價核定中，不同電壓等級之間存在巨大的交叉補貼，并

未反映真實的輸配電成本，一方面不同電壓等級之間的輸配電價差極

小，另一方面容量電價并未區(qū)分電壓等級，可理解為各電壓等級之間

的容量電費價差為零，增量配電網(wǎng)無論電壓等級如何，均需向高電壓

等級電網(wǎng)全額交納容量電費，無法從中獲得收益，導致配電網(wǎng)改革滯

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

發(fā)電側(cè)議價權(quán)。

2）電網(wǎng)企業(yè)購銷價差商業(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)用戶用電價格由

上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基

金及附加組成，其中系統(tǒng)運行費用包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量

電費等，電網(wǎng)公司徹底結(jié)束購銷價差模式c在過往實踐中，由居民等

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

蓄能成本的分攤也缺乏制度性規(guī)定，往往由電力系統(tǒng)內(nèi)部消化。此次

明確終端電價構(gòu)成，輔助服務(wù)費用和抽水蓄能電價在終端電價中單列,

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

3）終端用戶類別進一步精簡，減少不同用戶類別之間的交叉補貼。

此次文件提出用戶用電價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)用電價格以外的用電）三類；尚未

實現(xiàn)工商業(yè)同價的地方，用戶用電價格可分為居民生活、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

價格以外的用電）四類。用戶類別的精簡進一步減少不同用戶類別之

間的交叉補貼，為不同用戶公平參與市場化交易掃清障礙。

4）線損單獨列示，進一步為市場化交易鋪路。一個容易被忽視的點

是，本次核定的輸配電價中不再包括線損，而是作為綜合線損率單獨

列示。在非市場化機制下，線損與上網(wǎng)電價相關(guān)，作為折價統(tǒng)一核算

在輸配電價中。但市場化交易下，上網(wǎng)電價出現(xiàn)波動，線損電費也會

跟著上網(wǎng)電價波動，而輸配電價每三年核定一次，線損不宜再直接折

算為輸配電費，故將線損單獨列示，最終將直接反應在電量中。此項

改革將徹底理清線損的承擔方，為后續(xù)進一步的市場化交易鋪路。

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

目前我國電能量交易市場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)度部門根

據(jù)電網(wǎng)以及機組實際情況，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所，發(fā)電企.業(yè)、

電力用戶、售電公司均通過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，完成實際運行。但是在我國，輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)資產(chǎn)以及電網(wǎng)調(diào)

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

外，由于電能量市場建設(shè)還處于非常初級階段，直接交易和通過售電

公司交易無法覆蓋全部市場，因此還需要電網(wǎng)代理購電，電網(wǎng)實際上

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

千瓦時，占總交易電量43.8%）。

2.他山之石：國外電力市場對國內(nèi)電改的啟示

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

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

個省級行政區(qū)均設(shè)有1個省級電網(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個省級電網(wǎng)，共有33個省級電網(wǎng)，大部

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

2009年的4459億千瓦時上升至2022年的14610億千瓦時，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

萬億千瓦時。

圖12:2009-2022年我國年發(fā)電量和省間輸送電量（億千瓦時）

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（不包括獨聯(lián)體地區(qū)）2021年的總發(fā)電量4.03

億千瓦時，大約為中國的一半，而且歐洲也由30余個大大小小的國

家組成，與中國的情況有一定的相似性。2014年歐洲理事會呼吁到

2020年歐盟成員國跨國輸電能力（跨國輸電容量/發(fā)電裝機容量）達

到至少10%,這一目標在2018重新修改，目標是2030年跨國輸電

能力達到15%,2021年有16個國家表示有望在2030年前完成這一

目標。

2009年歐洲六大輸電運營商聯(lián)盟達成協(xié)議，組建ENTSO-E,

ENTSO-E是歐洲TSO（TransmissionSystemOperators,輸電系

統(tǒng)運營商）組成的非盈利組織。其時，成員包括36個國家的43個

輸電運營商，主要職責包括制定電網(wǎng)規(guī)劃、協(xié)調(diào)電力輸送、制定市場

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

目前，ENTSO-E由來自35個國家的39個TSO正式成員和2個觀

察成員組成，基本包括了除俄羅斯、白俄羅斯、英國（除北愛爾蘭）

外的歐洲所有主要國家。所有成員國中，除德國和奧地利外，均只有

1個TSO來負責本國的輸電資產(chǎn)、運維，通常來說TSO負責

380/220kV電網(wǎng)運行。部分國家TSO兼電力調(diào)度職責，而部分國家

除TSO外還有ISO（IndependentSystemOperators,獨立系統(tǒng)運

營商）來專門負責電力調(diào)度。

跨國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的報告，截止2022年ENTSO-E成員國跨國輸電能力為

93GW。如果到2030年再增加64GW跨國輸電能力，則相比于不增

加跨國輸電能力每年多消納170億千瓦時新能源、少使用90億千瓦

時天然氣電量、減少1400萬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)運營商），其職能與TSO

類似，區(qū)別在于DSO管理電壓等級較低的輸電線路，且DSO之間

的互聯(lián)較少，其主要職責是做好TSO和用戶的銜接，保證電力能有

效地傳輸給用戶，同時保證DSO和TSO安全穩(wěn)定運行。在歐洲新

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

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

同時進行的環(huán)節(jié)，這也對DSO的運行帶來了巨大調(diào)整，去中心化成

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

市場的建設(shè)經(jīng)歷了從頂層設(shè)計到細化規(guī)則，從單個國家市場到跨國區(qū)

域市場，從中長期交易到日前、日內(nèi)交易的分階段推進過程。

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

我國目前電力交易類似，但是歐洲將絕大部分電量放在批發(fā)市場中，

并通過場內(nèi)和場外交易兩種形式完成。其現(xiàn)貨市場與中國類似，但是

有更多的衍生品交易來確保電價穩(wěn)定。在枇發(fā)市場外，還有主要由

TSO或DSO負責的系統(tǒng)服務(wù)，主要為了保證電力系統(tǒng)的實時平衡,

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

需要注意的是，歐洲電力市場得以推進的核心在于EEX、ISO、TSO

和DSO的互相配合。因為不論TSO和DSO如何拆分，在所屬區(qū)域

均具有壟斷特性，在一個地區(qū)設(shè)置多個DSO來產(chǎn)生競爭，從各方面

來看均不具備可行性。因此競爭只能在EEX中完成，TSO和DSO

只負責根據(jù)交易結(jié)果和ISO的調(diào)度指令來運營電力資產(chǎn)。

2.2平衡市場和輔助服務(wù)市場

歐洲的平衡市場源于2017年12月23日歐盟委員會EB條例，該條

例給出一個指導方針，使得各國可以在平衡市場中共享資源，從而使

發(fā)電量始終與用電量相等。從實際達成的效果來看，歐洲平衡市場與

我國的調(diào)頻輔助服務(wù)類似。在平衡市場中：調(diào)度智能歸于TSO或者

DSO,參與平衡市場運行和結(jié)算的市場成員包括BSP(Balance

ServiceProvider,BSP)和BRP(BalanceResponsibilityParty,

BRP)等。其中BSP提供平衡資源，在實際運行中根據(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)恢復平衡，BRP是承擔責任

并參與不平衡結(jié)算的市場成員。

圖16:平衡市場運行和結(jié)門機制

平衡服務(wù)的能量補償

BSP

容量補償)

\電能市場上

競價、雙邊合約或/''下調(diào)報價

與電能聯(lián)合出清,

容

精

結(jié)

算

平衡市場將為需求惻響應、儲能以及綜合能源等提供新的參與機會,

從而調(diào)動他們加入到市場競爭以提高全社會用能效率。歐洲的統(tǒng)一平

衡市場建立在各國輔助服務(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，大體上對應我國的一

次調(diào)頻、二次調(diào)頻、電壓控制、黑啟動等。

2.3容量市場是電能量市場的補充但不同國家對此看法不一

目前各國對于容量市場的看法不一，對容量市場持正面看法的國家認

為，容量市場可以確保電力運營商進行冗余投資以應對極端天氣或極

端條件下電力供應問題。對容量市場持負面看法的國家則認為，容量

市場提高了全社會用電成本，而且對于容量市場能否引導冗余投資持

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

市場可以做到全生命周期用電成本最低。

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

照現(xiàn)貨市場實時出清，電力公司將沒有動力建設(shè)冗余備用機組，導致

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

了單獨的容量市場。PJM容量市場也是一種期貨市場”，由PJM交

易中心測算未來3年的必要容量需求，提前三年拍賣，包括一次基礎(chǔ)

拍賣和后續(xù)的三次補充拍賣（如2023年所需容量的基礎(chǔ)拍賣在2020

年5月進行），保障電力公司競拍得到容量指標后，有充足的時間進

行機組建設(shè)。在未來容量履約期內(nèi)，負有容量義務(wù)的電力公司必須提

供隨時可調(diào)用的容量，如果不足需要在日前容量二級市場中購買。美

國PJM市場容量市場的拍賣機制與電能量市場類似，同樣采用“邊際

出清”機制。電網(wǎng)計算出容量需求，各類型機組根據(jù)其成本報價并按

報價從低到高排序，直到容量需求被滿足時的價格作為所有中標機組

的出清價格。容量市場與電能量市場的區(qū)別在于，容量市場的需求更

加計劃性，而供給州較為市場化，而電能量市場兩側(cè)都更加市場化。

英國：容量市場規(guī)模由政府確定，然后通過拍賣在市場上購買容量,

最低出價者提供容量，但如果未能交付，最低出價者將面臨嚴厲的處

罰。英國第一次容量拍賣于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。但是容量市場也可

能容易受到操縱，英國市場監(jiān)管機構(gòu)曾展開了一項調(diào)查，懷疑五家電

力公司可能在其新電站計劃中提供了誤導性信息從而影響了容量市

場的價格。此外在英國早期的容量市場中，煤電成為了最主要的受益

者，這與公眾的普遍認知不符（當然我們認為這是正常的）。

法國：法國的容量市場選擇了去中心化的設(shè)計，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)電站運營商那里購買

容量證書。法國冬天有巨大的容量需求，因為法國大部分供暖都依賴

于電力，鄰國比利時也希望通過容量市場為新建天然氣發(fā)電的投資提

供補貼。在其他電力市場化程度更為極端的國家或地區(qū)，比如美國德

州、加州以及德國等，均不設(shè)置容量市場。

3.立足國情：國內(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改革

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

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

30%,接近第二名美國的2倍，更重要的是我國的用電規(guī)模仍在快速

增長，2021年我國全年新增發(fā)電量達7552億千瓦時（BP口徑），

是德國2021年全國用電量的接近1.3倍，而德國總發(fā)電量從近20

年基本維持在穩(wěn)定水平。

圖18:2021年世界各國發(fā)電量比重

意大利其他中國

1.0%34.5%30.0%

加拿

大韓國

15.5%

23%2」％

法國印度.「德國―日本

1.9%6.0%1.1%2.1%3.6%

我國新能源轉(zhuǎn)型伊始便布滿荊棘。此外，受光伏組件和儲能成本上漲

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

萬千瓦和3629萬千瓦，明顯低于預期。風電新增裝機規(guī)模則從2020

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

但仍顯示出我國新能源建設(shè)難度超過大家預期。在這樣的背景下，電

力市場規(guī)則對于新能源轉(zhuǎn)型至關(guān)重要。從海外國家經(jīng)驗教訓來看，一

套合理的電力市場規(guī)則應滿足以下條件：（1）通過有效的長期信號，

推動可再生能源、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）促進資源的高效調(diào)度和消費，同時促進整個電力系統(tǒng)

空間和時間上的靈活性；（3）電力市場規(guī)則應該與電力系統(tǒng)的能力

和安全性要求相一致，保證電網(wǎng)安全可靠運行；（4）保證電力用戶

用電安全性和經(jīng)濟性。

新能源是電力系統(tǒng)完成碳中和目標的核心，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

以提供充足的無功、轉(zhuǎn)動慣量等缺點，因此未來的電力系統(tǒng)一定會需

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

源的缺點。

一、通過長期投資信號保證電力系統(tǒng)充足容量和靈活性

由于我國用電需求還在高速增長中，特別是用電負荷還在快速增長。

2021年和2022年我國最高用電負荷分別增加1.14億千瓦和1億千

瓦，均超過德國全國的用電負荷。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)我們測算，為了保證全國頂峰供電能力的需求,

到2030年煤電裝機需要達到14.8億千瓦，相比2022年底仍要增加

約3.8億千瓦。在過去機制下，煤電廠收入=電價x利用小時數(shù)x發(fā)電

容量，但煤電利用小時數(shù)下降是必然趨勢，收入也呈下降趨勢，對煤

電建設(shè)是負面信號。

此外對于儲能及需求側(cè)資源來說，雖然理論上現(xiàn)貨確實能夠使其獲得

商業(yè)運行的可能，但是現(xiàn)貨市場的收益相對來說波動較大且不確定，

因此給與他們必要的長期投資信號也是必須的。此外，明確的長期投

資信號對于新技術(shù)投入商業(yè)運行給與指引，從而有效引導在新興技術(shù)

上的資本投入?？赡艿呐e措包括：（1）對可再生能源的支持機制。

包括a）逐漸建立碳市場、綠電交易市場，讓可再生能源獲取合理的

環(huán)境溢價。b）通過多樣的長期購電協(xié)議來保證新能源收益的穩(wěn)定性；

O探索雙向差價合約機制，避免電價過高時新能源獲取過多的超額

收益等。（2）傳統(tǒng)電源時代不被重視的容量價值需要得到體現(xiàn)。通

過建立容量補償或容量電價機制，可以提高煤電、儲能等資源建設(shè)的

積極性，從而給整個電力系統(tǒng)提供充足性。（3）電力信息需要公開

透明。電力系統(tǒng)的運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行，盡量降低全

社會用電成本，跟電力交易有關(guān)的信息需要透明，才能確保所有電力

市場參與者都能公平交易。此外，公開電網(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)長期的規(guī)劃。

二、通過靈活的短期價格信號增加電力系統(tǒng)靈活性

為了提高能源系統(tǒng)的短期靈活性，日前、日內(nèi)和實施平衡價格信號對

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

足未來靈活資源組合的需求，短期市場需要逐步接近實時運行，采用

更短的結(jié)算期，消除市場進入獲取收益的障礙。

靈活的短期價格信號對于調(diào)動分散的能源和靈活性資源，特別是分布

式電源、用戶側(cè)儲能、電動車、虛擬電廠、需求側(cè)響應等具有積極意

義。因為對于這些資源來說，為電力系統(tǒng)提供靈活性可能并不需要過

多額外的資本投入，短期價格信號的意義更加明顯一些。而從更長遠

的視角來看，短期價格信號對于電力系統(tǒng)與其他能源系統(tǒng)（如交通、

熱力、燃氣等）進行耦合互補也有積極作用。

三、通過輔助服務(wù)市場等確保電力系統(tǒng)有足夠的資源應對風險

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

電網(wǎng)實時運行狀況及時調(diào)用。但輔助服務(wù)同樣需要建立市場，反應出

電力系統(tǒng)對輔助服務(wù)資源的迫切性，從而引導輔助服務(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期的輔助服務(wù)需求提出

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

3.2結(jié)合國情我國電力體制改革的可能方向有哪些

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

展方向，那么電改就是電力行業(yè)邁向目標的核心推手。舊的電力體制

己無法適應新的需要，改革勢在必行，過去兩年電力行業(yè)面臨的種種

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

行業(yè)收入端的擴容以及內(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，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。據(jù)我們測算

為保證碳達峰、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)投資額需要進一步提高到1萬億以上，同時還需要投資抽水蓄能、

儲能等靈活性資源，相比雙碳目標提出前的4000—5000億左右的量

級至少翻倍以上，而電力消費量的增長相對有限?？紤]到電力資產(chǎn)收

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

容也至關(guān)重要，否則會對雙碳目標帶來負面影響，這也是全社會為雙

碳轉(zhuǎn)型所必須承擔的成本。

一、陸續(xù)放開優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電

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

計劃的實施意見》，優(yōu)先發(fā)電的順序為跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電、保障性收

購新能源、可再生能源調(diào)峰機組、二類優(yōu)先發(fā)電機組（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)先購電排

除在電力交易市場之外，并根據(jù)電網(wǎng)的預測和計算作為電力交易的邊

界。從未來長期趨勢來看，所有電源都要需要陸續(xù)進入電力市場進行

交易，根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》的指導思想，進入

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

風電及光伏。目前我國優(yōu)先購電主要包括一產(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進入電力市場，將仍執(zhí)行優(yōu)先購電，那

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

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

補貼的方式降低其用電負擔的可能。

二、進一步放松中長期和現(xiàn)貨市場價格限制

我國目前絕大部分地區(qū)對中長期和現(xiàn)貨市場價格都執(zhí)行了限價，普遍

認為主要出于以下幾點原因：（1）中長期市場決定了全社會用電成

本的水平，當前能源價格較高如果完全傳遞到電力市場，可能造成用

電成本大幅上升；（2）我國電力市場制度設(shè)置尚處于早期，完全放

松價格限制可能造成價格波動過大；（3）一旦放開限價可能導致部

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

從長期來看，限價如果長期保持，可能從全社會福利的角度會造成損

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

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

價格限制導致在某些情況下無法如實反應市場供需，難以通過價格信

號有效激發(fā)保供或調(diào)節(jié)能力；（3）限價如果長期限制實際市場供需

的體現(xiàn)，可能導致電力投資意愿下降。

三、輔助服務(wù)市場進一步市場化并與現(xiàn)貨市場接軌、范圍進一步擴大

我國目前輔助服務(wù)市場定價機制主要有主管部門直接規(guī)定（如南方、

華東）以及有限價的市場化報價（如西北、華北等）等形式。直接規(guī)

定的形式優(yōu)點是機組的目標收益較為明確，但缺點是定價難以準確反

應市場實際需求，可能導致收益率過高或過低。帶限價的市場化報價

機制比直接定價更靈活，但也難以完全反應市場需求。因此預計后續(xù)

輔助服務(wù)市場也會逐漸市場化并逐漸引入專門的輔助服務(wù)提供商，且

部分輔助服務(wù)將與現(xiàn)貨市場一起聯(lián)合定價或出清，以保證輔助服務(wù)市

場準確定價，并引入更多的市場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，并逐漸向容量市場過渡

煤電：煤電仍然是我國目前最主要的電源類型，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，我國用電負荷仍將保持一

段時間增長，煤電機組建設(shè)需求還在。但后續(xù)煤電整體利用小時數(shù)逐

漸下降已成趨勢，部分機組可能需要改造保持較低出力為新能源讓出

發(fā)電空間，在低利用小時數(shù)下保持合理收益對現(xiàn)有煤電機組穩(wěn)定運行、

提升新建機組建設(shè)意愿都有重要意義。我們預計后續(xù)煤電有望陸續(xù)實

行容量電價，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。儲能：新型儲能也存在給與容量電價的可能性，但與煤電不同，

新型儲能能夠提供的容量有時間限制（取決于配儲時長），因此預計

在獲取容量電價時相比于煤電會有所折扣。新能源：理論上來說，新

能源（包括光伏、光熱、風電等）也可以提供一定程度的容量（風電

和光伏相對較少，光熱相對較多），因此也可以獲取容量電價，這在

國外部分地區(qū)是被允許的。

五、短期內(nèi)輸配分離可能性較小但交叉補貼問題需要解決

就我國國情來看，雖然2002年電改5號文斃出了“輸配分離”的目標，

但從實際執(zhí)行情況來看，輸配分離甚至沒有邁出真正的一步。雖然歐

洲的實際情況是輸配分離（即分為TSO和DSO）,但目前來我國短

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

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

本完成了“管住中間”的目標，對電力市場化初步開展已無明顯阻礙;

（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DSO均進行了嚴格的監(jiān)管，上中下游一體化經(jīng)營受到限制，在財

務(wù)、管理、法律等兒個層面有嚴格的約束和要求。（3）在電力市場

充分建立后，電網(wǎng)只需要負責平衡服務(wù)以及按實際發(fā)生的電量收取輸

配電價即可，電力供需均由市場決定，理論上電價高低與電網(wǎng)并無直

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

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

4.電改需改變電費構(gòu)成影響整個電力產(chǎn)業(yè)鏈的預期收入

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

題。電力行業(yè)目前面臨的困境不是單純的電價“高”還是“低”的問題，

而是全社會應該承擔的成本如何傳導和分攤的問題。短期來看，全社

會每度電電費構(gòu)成應呈如下變化趨勢：（1）傳統(tǒng)電源的電量電費呈

上升趨勢（燃料成本向下游傳導，火電時間價值得到體現(xiàn)）。（2）

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

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

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)費用呈上

升趨勢，主要通過容量電價和輔助服務(wù)機制傳導。傳統(tǒng)電源、儲能以

及需求側(cè)資源等都將為此獲益。

■21：

電價

WvJHRzj

費用

交易提高效

率刖源用

火電電■增用

目前每度電未來植度電

費用構(gòu)成費用構(gòu)成

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

此外由于各種類型的限價、政府定價、優(yōu)先購用電的存在，使得電力

交易面臨太多的邊際條件，客觀上阻礙了實現(xiàn)全社會最低成本。電改

后摩擦成本降低，使得電力交易本身產(chǎn)生價值，這也將是未來電力系

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

易環(huán)節(jié)興起，并由比推動更多新業(yè)態(tài)和新技術(shù)的發(fā)展?！叭隆苯?jīng)濟有

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

“三新’經(jīng)濟是從簡單投資拉動向