電力行業深度分析

L著眼當下：我國電力體制改革的現狀

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

節不同時段電價從而形成分時電價，滿足基本的價格調節機制。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。未來

在市場化要求下該電價形成機制將產生如下變化：

（1）電能量市場：綜合用電需求價格的穩定性和靈活性，上網電價

將分為中長期電價和現貨電價，并由市場化方式形成。（2）輔助服

務市場：輔助服務自電力系統誕生起就存在，但此前輔助服務的提供

方和承擔方均為發電側，用戶側不承擔此項費用，主要原因在于傳統

電源結構下，發電側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，輔助服務的需求和供給開始失衡，電力系

統無法內部消化指數型增長的輔助服務需求和成本。2021年12月發

布修訂版《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》（以

下稱“兩個細則”）將用戶側納入分攤范圍。（3）容量電價：容量電

價是現貨市場的重要“補丁”，對穩定現貨價格、保障電力供給安全具

有重大意義。容量電價是用戶側為了保證用電充裕度而支付的保險,

因此理應由用戶側承擔。

因此在市場化機制下，用戶的用電電價=上網電價（中長期+現貨）+

輸配電價+輔助服務費用（調峰、調頻、備用、爬坡、轉動慣量、自

動電壓控制、調相、無功調節、穩定切機、穩定切負荷、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，

在第三監管周期輸配電前，容量電價作為電網的運行成本，實際上是

作為輸配電價的一部分。這里我們不摳定義細節，重點圍繞中長期、

現貨、輔助服務、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外，其余四項都是由用戶側承擔，輔助

服務則是電源側和用戶側共同承擔。

1.1電能量市場：中長期及現貨市場基本形態已經形成但仍有諸多限

制

如果把上述五個方向繼續向下展開，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。但從電力系統運行的本質來說，不論是電能量市場、輔助服務

市場還是容量電價，大體上都是要實現兩個功能：有功平衡和無功平

衡。有功平衡即電力系統需要保持發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定性，用戶側需要提前安排

和預測其未來的用電需求，發電側需要提前預測其未來出力情況（風

電、光伏、水電等）或安排發電計劃（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貨交易，本質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，現貨交易則主要分為日前、

日內和實時現貨交易。將電能量市場根據時間尺度不同分解為不同的

產品，本質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。

在現貨開始交易之前，通過年度、季度和月度合約交易情況，會產生

D日一天24小時每時每刻的用電曲線。而在現貨交易開始后，實際

電力供需發生變化，用電曲線與中長期曲線產生偏差，偏差部分按照

現貨與中長期量差及現貨價格結算。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■現貨電量）x現貨價格。由

以上公式我們可以得出以下幾個結論：（1）目前多地要求中長期市

場電量規模下限為用電總量的90%左右，因此中長期電量和價格決

定了電源側的基礎收益。（2）機組實際發電曲線與中長期曲線越接

近，則收入越穩定。理論上實際發電曲線與中長期曲線完全重合時機

組收入與現貨價格無關。（3）現貨市場的交易規模十分接近總用電

量，通常大家所說的10%現貨規模指的是與中長期電量偏差部分。

現貨是實際交割的物理合約，而中長期市場為金融合約，現貨價格會

影響中長期市場價格。

推動燃煤發電量和工商業用戶全部進入電力市場，并逐漸取消目錄電

價。1439號文發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年累計發受電量7616億千乩時，其中外省送

電1772億千瓦時，本地電源發電量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貨偏差電量100億千瓦時，但發

電側日前總成交電量達到了3800億千瓦時。2022年廣東省內機組

煤電、氣電、水電、核電、風電和太陽能發電量分別為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年省內發電量結構

?燃煤

■娥

?水電

核電

■風電

?太陽能

■其他

煤電市場化是1439號文最重要的內容之一，煤電全部進入市場后,

其發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電，因此煤電中長期合同被視作“壓艙石”,

是穩定用電成本的核心。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）。目前絕大多數地區對于中長期交

易比例都有比較明確的要求。

基于國情，我國還存在優先發電和優先購電用戶。其中優先發電用戶

主要包括跨省跨區送電、保障消納的新能源、保障消納水電等，優先

購電用戶指按照政府定價優先購電并獲得優先保障的用戶，主要包括

一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民

生活用電。優先購電用戶主要執行政府核定的目錄電價，優先發電用

戶主要執行政府核定的上網電價，我國核電和水電以執行標桿電價為

主，新能源保障性收購部分以當地燃煤標桿電價上網。優先購用電部

分作為電力交易的邊界條件決定電力市場交易的規模。我國一產和城

鄉居民用電量比例增加幅度較為緩慢，10年內增加不到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，

煤電和氣電占據了中長期交易規模的絕大部分，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現貨市場：提出較為前瞻推進速度逐漸加快

現貨市場試點早于雙碳戰略提出，具備高度前瞻性。2017年9月國

家發改委發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，提出

“加快探索建立電力現貨交易機制，改變計劃調度方式，發現電力商

品價格，形成市場化的電力電量平衡機制，逐步構建中長期交易與現

貨交易相結合的電力市場體系，充分發揮市場在電力資源配置中的決

定性作用”?，F貨市場建設啟動試點早于雙碳戰略，政策極具前瞻性

以及連續性，是被市場忽視的新一輪電改重大信號。現貨市場首批試

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月底之前陸續啟動試運行，比原計劃延遲約半年。2020年雙碳

目標提出后，現貨市場開啟加速。2021年國家發改委發布《關于進

一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，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。

優先購用電、中長期市場和現貨市場組成了我國當前電力交易的最主

要組成部分。電力交易主要相關方包括電網、調度、電力用戶、發電

企業、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

發電企業在電力交易中心中交易，電網調度根據電網和機組實際運行

狀態等給出交易中心約束條件，最終形成的交易結果成為電網調度的

依據入電網原則上不參與電力交易，只根據交易電量按規定收取輸配

電費。但我國當前電力交易還不夠成熟，有相當規模的用戶通過電網

進行代理購電，因此電網當前還擔任一部分售電公司職責。以上便構

成我國當前電能量交易最基本的組成部分。但是電網代購電只是作為

到全面市場化交易的過渡。2022年5月，湖南出臺國內首個電網代

購電退出時間表，10千伏以上存量大工業、一般工商業分別在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這意味著電網代購電機制最終將退出歷史舞臺。

1.2輔助服務市場：種類逐漸豐富費用逐漸向用戶側傳導

輔助服務彌補電力交易不足，對保證電力系統穩定運行有重大意義。

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，都無法保證發電和用電需求不會發生變化，實際發電量可能大于

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不可能，因此還需要電網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的調峰、調頻、備用、轉

動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等完成，以上輔助服務本質都

是對電能量的實時控制。而自動電壓控制、調相、無功調節本質上是

無功平衡，本文著重分析有功輔助服務。黑啟動是一種比較特殊的輔

助服務，主要在電力系統大規模故障后啟用，本文也不做分析。

1.2.1調峰市場：短期有進一步擴大趨勢

調峰輔助服務是我國當前占比最高同時也是相比其他國家最特殊的

輔助服務類型。從國家能源局公布的數據來看，調峰輔助服務的規模

及占比快速上升。調峰輔助服務即根據電力系統實際負荷的需要，根

據電網調度指令調低部分機組的出力，同時對其給予一定的補償而帶

來的輔助服務。調峰輔助服務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機制。

圖7:2017—2019H1年輔助服務規模及占電費的

比重（億元，％）

■■調頻調峰

—備用調壓

—其他-----占電費比重（右軸）

短期來看調峰輔助服務規模有進一步擴大的趨勢，各地均在出臺輔助

服務細則，增加調峰輔助服務的補償力度。目前各地輔助服務政策基

本都會把火電調峰分為有償調峰和無償調峰，火電出力高于一定范圍

后的調峰屬于無償部分，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，除華北地區以70%為界外，其余地區

均在50%左右。有償調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%才能獲取調峰補

償，則50%額定出力減去實際出力曲線在深度調峰時間段內的積分

即為可獲取補償的電量，并且根據火電機組實際調峰深度劃分不同的

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，遠高于其他區域。華北地區則低于70%就

可以獲得補償，補償起點較高。甘肅對于調峰補償檔位更多，且調峰

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

大亮點是調峰輔助服務由電量交易轉為調峰容量市場。上一版甘肅省

《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（簡稱《暫行規定》）以

及國內其他地方深度調峰輔助服務多以電量交易為主。比如上一版甘

肅省《暫行規則》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峰時長具有較大不確定性。本版《暫行規則》

則直接改為調峰容量時長，且容量需求由電網調度機構確定，并按月

報價和交易，這意味著調峰容量需求只與本月調峰容量需求最大的一

天相關，而其他天數無論實際調用時長如何，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

用時長無關）。此外本版《暫行規則》大幅提高了不同檔次之間深度

調峰補償差距，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）。上述規則對于火電靈活性改造的積極性有較

大正向影響：（1）調峰容量交易大大提高了火電廠深度調峰規模和

收益的確定性；（2）深度調峰獲取的補償更高，鼓勵更激進的靈活

性改造方案。

為了促進新型儲能的發展，各地也逐漸將儲能納入調峰市場。但各地

對儲能參與調峰輔助服務的細則還是有比較明顯的不同。不同于火電,

儲能調峰在不同出力水平時運行成本、調節能力等均沒有明顯區別，

因此對于儲能參與調峰各地一般是統一的補償標準。從調峰補償力度

來看，南方區域補償力度最大，廣東省充電電量補償高達792元/MWh,

相比之下華東區域僅160元/MWh。甘肅省采用與火電調峰補償類似

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峰具有最高優先級，而在南方區域

新型儲能優先級則低于抽水蓄能。

但長期來看，《電力現貨市場運行規則》（征求意見稿）提出探索電

能量市場與調頻、各用等輔助服務聯合出清，并加快輔助服務成本向

用戶側合理疏導。部分地區已經明確在電力現貨市場開啟時不啟動調

峰輔助服務市場，因此隨著電能量市場逐漸完善，調峰輔助服務最終

會退出歷史舞臺。

1.2.2調頻市場：電能量市場的重要補充

調頻輔助服務經常因其名稱而讓人迷惑，但調頻輔助服務本質上還是

對電能量的調節。調頻輔助服務理論上就是為了彌補調頻輔助服務是

為了彌補電力市場和調峰輔助服務無法解決的實時平衡問題，主要依

靠自動控制技術來進行調整。調頻已經成為儲能的重要收入來源之一。

各地陸續允許新型儲能參與調頻輔助服務市場，而目前在多數地區，

調頻輔助服務已經成為儲能最重要的收益來源。對于調頻輔助補償基

準，華東和南方區域采用積分電量（即調頻容量乘以調用時間），而

華北和甘肅則采用調頻里程（即調頻容量乘以調用次數）。調頻補償

的計算方式并不重要，重要的是看新型儲能參與調頻輔助服務相比于

火電等傳統機組是否存在優勢。華東、南方區域儲能與火電相比，補

償計算方式沒有任何區別。華北區域同等調頻里程情況下，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

備用輔助服務指為保證電力系統可靠供電，在調度需求指令下，并網

主體通過預留調節能力，并在規定的時間內響應調度指令所提供的服

務。備用分為旋轉備用和冷備用。轉動慣量輔助服務是為了應對新能

源穩定性弱而引入的目的是加強電力系統穩定性的的輔助服務，爬坡

輔助服務是為了應對新能源或負荷劇烈變化而引入的輔助服務。這兩

項輔助服務目前開展的地區較少。另外隨著各地缺電形勢加劇，各地

新版“兩個細則”均對需求側響應和虛擬電廠參與輔助服務獲取收益

的方式進行了規定。其中南方區域的規定最為詳細，不僅規定了需求

側響應和虛擬電廠的準入門檻，還對調節能力、持續時間等進行了規

定，補償費用為固定補償。甘肅省對需求側響應和虛擬電廠的準入門

檻最低，分別僅有1MW和5MW,遠低于南方區域，價格形成方式

為市場報價，價格上限低于廣東，但另行規定了應急削峰和應急填谷

服務，補償標準接近廣東省。

華東區域和華北區域在“兩個細則”中對需求側響應和虛擬電廠均未

做單獨規定，而是將其直接納入到APC（自動功率控制）輔助服務

中。APC輔助服務是AGC（自動發電控制）的延伸，AGC一般僅針

對發電廠，而APC則進一步涵蓋了儲能以及用戶側資源等，也就是

說在這些地區需求惻響應和虛擬電廠是納入調頻輔助服務聯合補償,

這也與調頻輔助服務的原理有關，后面第2章可以看到歐洲的虛擬電

廠基本都是納入調頻輔助服務。APC與AGC類似，補償費用獲取主

要與調節量和調節系數有關。

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）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.業難以精

確預估電價趨勢；（2）無法激勵冗余機組建設：電力系統作為公用

事業屬性，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，投資方沒有意愿建設冗

余機組。那么此時部分國家便研究出臺了容量電價政策。電網預估未

來全社會冗余容量需求，并出臺容量補償（固定數額）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是否

需要調用，均需要支付給機組，相當于用戶側支付的“保險”。需要注

意的是：容量電價由用戶側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，對于發電企業來說并沒有實質性損害。

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《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》和2021年

4月《關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，均強調了抽水蓄能執行兩部制電價，其中容量電價主

要休現抽蓄電站保障電力系統安全的價值：彌補固定成木+合理收益；

電量電價體現調峰填谷效益，彌補抽發電損耗等變動成本，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企業支付,

納入省級電網輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定

省級電網輸配電價忖統籌考慮未來三年新設產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。

天然氣發電：天然氣發電響應速度快的優點使其成為部分地區重要的

頂峰電源和調峰電源。這也導致天然氣發電利用小時數較低、電價較

高。為了保證天然氣發電的合理收益，各地對大然氣發電的電價都做

出了特殊規定，大體可以分為兩種：（1）第一種以湖南、廣東等地

為代表，根據機型、利用小時數不同規定電價。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貨市場推進有關，2020

年6月山東省發布《山東省電力現貨市場交易規則（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

燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》，文件規定燃煤發電企業最

大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交

易，交易價格為220元/千瓦?年±30%,買方為未自建或購買共享儲

能服務的新能源場站。前文我們分析過容量電價木質上是用電側為可

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，因比云南容量電價本質上是--種“輔助服務”，與甘肅

的調峰容量市場相似，而山東省容量電價更多像給當地火電機組整體

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：歷經三輪監管周期改革電改道路已經鋪平

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

務院辦公廳關于印發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，發電廠的上

網電價和用戶側銷售電價均由政府核定，電網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

輸配電價真正實現全面加速改革則是2015年。2015年3月15B,

《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發

【2015】9號）下發，輸配電價改革全面加速。2016年12月22日，

國家發展改革委印發《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，2017

年12月29日，國家發展改革委印發《區域電網輸電價格定價辦法

（試行）》《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關

于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》，對省級電網、

區域電網、跨省跨區專項以及增量配電網價格進行了全面細化，并規

定了每三年作為一個監管周期，首個監管周期到2019年結束。2020

年，隨著《省級電網輸配電價定價辦法》、《區域電網輸電價格定價

辦法》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》等規定正式發布,

我國正式制定出臺了第二監管周期輸配電價，全面完善了定價規則，

規范了定價程序，實現了嚴格按機制定價；首次實現了對所有省級電

網和區域電網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“網對網”外送輸電價格納入省級電網核價。至

此2005年《關于印發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，共用網絡輸配電價和專項服務價格統均采

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《省級電網輸配電價定價辦法》，

省級電網實行“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2017—2020年分電壓等級投資數據來看，電網單

位容量投資額基本呈現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及以上電網的大型機組

為主，電量隨電壓等級遞減。（3）高電壓等級電網建設利用率高，

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，我們認為在我國優先保證居民和農業用電的基本原則下，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，國家發改委發布《關于第三監管周期省級電網輸

配電價及有關事項的通知》，第三監管周期輸配電價終于落地。第三

周期電網輸配電價核定在多方面取得實質性突破，預示著新一輪電改

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

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）明確終端電價構成，完善系統運行成本傳導。上述三

點都旨在理順輸配環節電價機制，為發電側更進一步的市場化改革打

下基礎，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節

價格核定，而制約輸配環節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”。在電力產業鏈中，電網屬于“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

發電側，另一個重要抓手是鼓勵社會資本以混合所有制方式發展配電

業務。

早在國家能源局2016年頒布的《有序放開配電網業務管理辦法》中

即規定，“配電網運營商擁有配電區域內與電網企業相同的權利，并

切實履行相同的責任和義務”，但是截至目前，由社會主體投資的增

量配電網發展嚴重低于預期，除面臨電網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。根據我國現行政策，在給

定各電壓等級輸配電價格后，增量配電網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，如增量配電網一端接入10kV電壓用

戶，另一端接入220kV電網，配電網的收入即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，增量配電網無論電壓等級如何，均需向高電壓

等級電網全額交納容量電費，無法從中獲得收益，導致配電網改革滯

后。而配電網改革的滯后也限制了電力系統整體的市場化程度，削弱

發電側議價權。

2）電網企業購銷價差商業模式徹底變為歷史，系統不平衡資金明確

傳導至用戶側，減少發電企業壓力。此次明確工商業用戶用電價格由

上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基

金及附加組成，其中系統運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量

電費等，電網公司徹底結束購銷價差模式c在過往實踐中，由居民等

用戶產生的不平衡資金，通常不能向下游傳導，輔助服務費用和抽水

蓄能成本的分攤也缺乏制度性規定，往往由電力系統內部消化。此次

明確終端電價構成，輔助服務費用和抽水蓄能電價在終端電價中單列,

由終端用戶支付，與電網和發電企業均無關極大減少發電企業壓力。

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、農業生產及工商業

用電（除執行居民生活和農業生產用電價格以外的用電）三類；尚未

實現工商業同價的地方，用戶用電價格可分為居民生活、農業生產、

大工業、一般工商業用電（除執行居民生活、農業生產和大工業用電

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，線損與上網電價相關，作為折價統一核算

在輸配電價中。但市場化交易下，上網電價出現波動，線損電費也會

跟著上網電價波動，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，為后續進一步的市場化交易鋪路。

1.4.3電網仍是電力交易核心環節電力供需主要在省內完成

目前我國電能量交易市場的參與方主要包括發電企業、輸配電網、電

網調度、電力用戶、售電公司以及電力交易中心等。電網調度部門根

據電網以及機組實際情況，向電力交易中心發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，發電企.業、

電力用戶、售電公司均通過電力交易中心完成電能量交易，電網調度

根據電網、電源狀態以及交易結果，向發電企業和輸配電網發出調度

指令，完成實際運行。但是在我國，輸電網、配電網資產以及電網調

度部門均屬于電網公司所有，電網公司同時也參股電力交易中心。此

外，由于電能量市場建設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，因此還需要電網代理購電，電網實際上

也完成了大量售電公司的職責（2022年廣東省電網代購電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電改的啟示

2.1我國電力結構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，我國大陸地區除內蒙古和河北外，每

個省級行政區均設有1個省級電網，加上內蒙古自治區的蒙東、蒙西

和河北的冀北、河北南網4個省級電網，共有33個省級電網，大部

分電力的生產和消納均在省內完成。我國跨省輸電電量穩步提升，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年全年發電量約8.4

萬億千瓦時。

圖12:2009-2022年我國年發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

一發電■一匕間輸送電■——占比（右軸）

根據BP數據，歐洲（不包括獨聯體地區）2021年的總發電量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盟達成協議，組建ENTSO-E,

ENTSO-E是歐洲TSO（TransmissionSystemOperators,輸電系

統運營商）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規劃、協調電力輸送、制定市場

規范、推動新能源發展，這也為歐洲跨國電力市場打下了基礎。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、運維，通常來說TSO負責

380/220kV電網運行。部分國家TSO兼電力調度職責，而部分國家

除TSO外還有ISO（IndependentSystemOperators,獨立系統運

營商）來專門負責電力調度。

跨國電力輸送在歐洲新能源轉型中將發揮巨大的作用。根據

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省50億歐元發電

成本。

歐洲電網實行輸配分離的結構。除TSO外，歐洲還有數千家DSO

（DistributionSystemOperators,配電系統運營商），其職能與TSO

類似，區別在于DSO管理電壓等級較低的輸電線路，且DSO之間

的互聯較少，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安全穩定運行。在歐洲新

能源轉型的戰略下，越來越多的分布式電源、工商業和戶用儲能接入

DSO,使得DSO從單一的電能接收和轉運環節變為電力生產和消費

同時進行的環節，這也對DSO的運行帶來了巨大調整，去中心化成

為大勢所趨。歐盟統一電力市場是歐洲統一大市場的組成部分，統一

市場的建設經歷了從頂層設計到細化規則，從單個國家市場到跨國區

域市場，從中長期交易到日前、日內交易的分階段推進過程。

歐洲的電力市場主要由批發市場和系統服務兩部分組成，基本結構與

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市場中，

并通過場內和場外交易兩種形式完成。其現貨市場與中國類似，但是

有更多的衍生品交易來確保電價穩定。在枇發市場外，還有主要由

TSO或DSO負責的系統服務，主要為了保證電力系統的實時平衡,

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，在所屬區域

均具有壟斷特性，在一個地區設置多個DSO來產生競爭，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

只負責根據交易結果和ISO的調度指令來運營電力資產。

2.2平衡市場和輔助服務市場

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

我國的調頻輔助服務類似。在平衡市場中：調度智能歸于TSO或者

DSO,參與平衡市場運行和結算的市場成員包括BSP(Balance

ServiceProvider,BSP)和BRP(BalanceResponsibilityParty,

BRP)等。其中BSP提供平衡資源，在實際運行中根據系統頻率變

化或調度指令改變自身出力以幫助系統恢復平衡，BRP是承擔責任

并參與不平衡結算的市場成員。

圖16:平衡市場運行和結門機制

平衡服務的能量補償

BSP

容量補償)

\電能市場上

競價、雙邊合約或/''下調報價

與電能聯合出清,

容

精

結

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,

從而調動他們加入到市場競爭以提高全社會用能效率。歐洲的統一平

衡市場建立在各國輔助服務的基礎上，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

次調頻、二次調頻、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

懷疑態度，這些國家認為極端情況下的高電價是止?，F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設置了容量市場。PJM等區域還意識到如果完全按

照現貨市場實時出清，電力公司將沒有動力建設冗余備用機組，導致

系統難以應對極端天氣等突發情況，因此PJM早在1998年就設立

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

拍賣和后續的三次補充拍賣（如2023年所需容量的基礎拍賣在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。在未來容量履約期內，負有容量義務的電力公司必須提

供隨時可調用的容量，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。電網計算出容量需求，各類型機組根據其成本報價并按

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，而電能量市場兩側都更加市場化。

英國：容量市場規模由政府確定，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，英國市場監管機構曾展開了一項調查，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計，電力零售商有義務提

前四年根據客戶的峰值需求確保容量，必須從發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，比如美國德

州、加州以及德國等，均不設置容量市場。

3.立足國情：國內電改的可能方向

3.1最艱巨能源轉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型之路。中國如今已經擁

有全世界最大的電力系統，2021年我國發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模仍在快速

增長，2021年我國全年新增發電量達7552億千瓦時（BP口徑），

是德國2021年全國用電量的接近1.3倍，而德國總發電量從近20

年基本維持在穩定水平。

圖18:2021年世界各國發電量比重

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。風電新增裝機規模則從2020

年開始連續三年下滑，雖然與2020年和2021年兩次風電搶裝有關，

但仍顯示出我國新能源建設難度超過大家預期。在這樣的背景下，電

力市場規則對于新能源轉型至關重要。從海外國家經驗教訓來看，一

套合理的電力市場規則應滿足以下條件：（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）促進資源的高效調度和消費，同時促進整個電力系統

空間和時間上的靈活性；（3）電力市場規則應該與電力系統的能力

和安全性要求相一致，保證電網安全可靠運行；（4）保證電力用戶

用電安全性和經濟性。

新能源是電力系統完成碳中和目標的核心，但并非唯一發展方向。新

能源可以提供清潔的電量支持，但由于新能源發電具有間歇性，R難

以提供充足的無功、轉動慣量等缺點，因此未來的電力系統一定會需

要更多的角色參與，包括儲能、氫能、電網以及需求側資源彌補新能

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。在目前技術基礎下，頂峰電源依然

需要繼續建設，根據我們測算，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x發電

容量，但煤電利用小時數下降是必然趨勢，收入也呈下降趨勢，對煤

電建設是負面信號。

此外對于儲能及需求側資源來說，雖然理論上現貨確實能夠使其獲得

商業運行的可能，但是現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

資信號對于新技術投入商業運行給與指引，從而有效引導在新興技術

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

環境溢價。b）通過多樣的長期購電協議來保證新能源收益的穩定性；

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）傳統電源時代不被重視的容量價值需要得到體現。通

過建立容量補償或容量電價機制，可以提高煤電、儲能等資源建設的

積極性，從而給整個電力系統提供充足性。（3）電力信息需要公開

透明。電力系統的運行和交易具有特殊性，電網公司不論結構如何總

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，公開電網的相關信息也非常重要,

特別是必要的網架信息以及電網長期的規劃。

二、通過靈活的短期價格信號增加電力系統靈活性

為了提高能源系統的短期靈活性，日前、日內和實施平衡價格信號對

于確保發電和用電的有效調度、優化綜合能源系統至關重要。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動分散的能源和靈活性資源，特別是分布

式電源、用戶側儲能、電動車、虛擬電廠、需求側響應等具有積極意

義。因為對于這些資源來說，為電力系統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與其他能源系統（如交通、

熱力、燃氣等）進行耦合互補也有積極作用。

三、通過輔助服務市場等確保電力系統有足夠的資源應對風險

輔助服務本質上是彌補電力交易的局限性，大部分輔助服務需要根據

電網實時運行狀況及時調用。但輔助服務同樣需要建立市場，反應出

電力系統對輔助服務資源的迫切性，從而引導輔助服務資源的建設。

這需要兩方面的努力：a）電網公司能夠對長期的輔助服務需求提出

規劃；b）在此基礎上市場的設計必須反映電網的實際情況和需求。

3.2結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指出了未來40年的發

展方向，那么電改就是電力行業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，過去兩年電力行業面臨的種種

困境已經證明了這一點。電改給電力行業帶來的變革，主要在于電力

行業收入端的擴容以及內部的收入再分配。首先是電力行業收入端的

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相比火

電已經具有優勢，部分地區甚至逼近水電，但由于新能源提供的容量

和調節能力相當有限，加上為保證新能源消納和用電安全的調節和容

量成本，整體而言電源側的投資將呈現大幅上升的態勢。據我們測算

為保證碳達峰、用電安全以及增加調節能力，十四五和十五五期間電

源側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。考慮到電力資產收

益率情況對電力投資持續性至關重要，因此整個電力行業收入端的擴

容也至關重要，否則會對雙碳目標帶來負面影響，這也是全社會為雙

碳轉型所必須承擔的成本。

一、陸續放開優先發電和優先購電

按照《電力中長期交易基本規則（暫行）》和《關于有序放開發用電

計劃的實施意見》，優先發電的順序為跨省跨區優先發電、保障性收

購新能源、可再生能源調峰機組、二類優先發電機組（水電、核電、

余熱余壓余氣發電等）。從電力交易的角度，優先發電和優先購電排

除在電力交易市場之外，并根據電網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進入電力市場進行

交易，根據《電力中長期交易基本規則（暫行）》的指導思想，進入

電力市場的先后順序應為氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、

風電及光伏。目前我國優先購電主要包括一產用電，三產中的重要公

用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電，出于公平角度,

短期內這部分用電量可能不會進入電力市場，將仍執行優先購電，那

么相應的還會保持一定規模的優先發電。但由于優先發電和優先購電

規模增長可能出現明顯偏差，因此也不排除后續取消優先購電而采取

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貨市場價格限制

我國目前絕大部分地區對中長期和現貨市場價格都執行了限價，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

分電源產生暴利，不符合大眾對電力企業公用事業屬性的定位。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）目前價格不僅設上限還設置了下限，如果能源價格大幅下

跌同樣缺乏向下調節空間，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

號有效激發保供或調節能力；（3）限價如果長期限制實際市場供需

的體現，可能導致電力投資意愿下降。

三、輔助服務市場進一步市場化并與現貨市場接軌、范圍進一步擴大

我國目前輔助服務市場定價機制主要有主管部門直接規定（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

定的形式優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

輔助服務市場也會逐漸市場化并逐漸引入專門的輔助服務提供商，且

部分輔助服務將與現貨市場一起聯合定價或出清，以保證輔助服務市

場準確定價，并引入更多的市場化主體參與使得電力系統更加靈活、

可靠。

四、陸續執行容量電價，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，后續煤電在極端情況

下的保供以及調節方面將發揮重要的作用，我國用電負荷仍將保持一

段時間增長，煤電機組建設需求還在。但后續煤電整體利用小時數逐

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

發電空間，在低利用小時數下保持合理收益對現有煤電機組穩定運行、

提升新建機組建設意愿都有重要意義。我們預計后續煤電有望陸續實

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

國外部分地區是被允許的。

五、短期內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

期內實現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，到目前第三監管周期結束，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均進行了嚴格的監管，上中下游一體化經營受到限制，在財

務、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，電網只需要負責平衡服務以及按實際發生的電量收取輸

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并無直

接利益關系，且當前較為發達的數字化和互聯網技術，讓客戶、售電

商、發電企業對接十分容易，因此判斷輸配分離當下并無迫切性需求。

4.電改需改變電費構成影響整個電力產業鏈的預期收入

電力行業成本向下游傳導的方式也至關重要，涉及到電費再分配的問

題。電力行業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

會每度電電費構成應呈如下變化趨勢：（1）傳統電源的電量電費呈

上升趨勢（燃料成本向下游傳導，火電時間價值得到體現）。（2）

清潔電源電費呈上升或平穩趨勢（清潔電源電費構成由現在單一的電

量費用分化為電量費用和環境費用，電量費用下降，環境費用上升），

可再生能源發電環節整體受益。（3）容量成本和輔助服務費用呈上

升趨勢，主要通過容量電價和輔助服務機制傳導。傳統電源、儲能以

及需求側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

費用構成費用構成

(4)電改帶來的另一大變化便是市場化后的交易環節。從全局來看，

此外由于各種類型的限價、政府定價、優先購用電的存在，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生價值，這也將是未來電力系

統各個參與方降低成本并體現差距的重要環節。由此可能帶來電力交

易環節興起，并由比推動更多新業態和新技術的發展。“三新”經濟有

望在電力行業大放異彩。我國提出的新產業、新業態、新商業模式的

“三新’經濟是從簡單投資拉動向