電力行業(yè)深度分析

電力行業(yè)深度分析

L著眼當(dāng)下：我國電力體制改革的現(xiàn)狀

我國電價(jià)體系較為復(fù)雜，從終端用戶的角度來看，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

市場化機(jī)制下，三個部分均由政府核定，政府主要通過輸配電價(jià)來調(diào)

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

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

在市場化要求下該電價(jià)形成機(jī)制將產(chǎn)生如下變化：

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

將分為中長期電價(jià)和現(xiàn)貨電價(jià)，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(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，

隨著新能源裝機(jī)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(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》（以

下稱“兩個細(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)貨市場的重要“補(bǔ)丁”，對穩(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)。

因此在市場化機(jī)制下，用戶的用電電價(jià)=上網(wǎng)電價(jià)（中長期+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)動慣量、自

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

+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)）五個方向展

開。上述五個方向除輔助服務(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：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(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)制斃高了對電力市場研究的

門檻。但從電力系統(tǒng)運(yùn)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(jià)，大體上都是要實(shí)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(fù)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(yù)測其未來的用電需求，發(fā)電側(cè)需要提前預(yù)測其未來出力情況（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

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

遠(yuǎn)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(jìn)行分解，

使得電力合約與實(shí)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(shí)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(qiáng)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(shí)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(jià)格結(jié)算。簡單表述，即：在T時刻的電費(fèi)

=中長期電量x中長期價(jià)格+（中長期電量■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(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)電曲線與中長期曲線完全重合時機(jī)

組收入與現(xiàn)貨價(jià)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(shí)際交割的物理合約，而中長期市場為金融合約，現(xiàn)貨價(jià)格會

影響中長期市場價(jià)格。

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

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

煤電幾乎全部進(jìn)入電力市場。

2022年是1439號文發(fā)布后電力市場運(yùn)行的第一個完整年，以廣東

省為例，廣東省2022年累計(jì)發(fā)受電量7616億千乩時，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(jī)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(jī)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。現(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(dá)到了3800億千瓦時。2022年廣東省內(nèi)機(jī)組

煤電、氣電、水電、核電、風(fēng)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(fēng)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(jìn)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(yán)

格按照中長期曲線進(jìn)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(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(jià)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(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，新能源保障性收購部分以當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)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(jìn)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?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(jìn)速度逐漸加快

現(xiàn)貨市場試點(diǎn)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(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，形成市場化的電力電量平衡機(jī)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(diǎn)早于雙碳戰(zhàn)略，政策極具前瞻性

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

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個省份，要求2018年底前啟動試運(yùn)行。但實(shí)際情況卻

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

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

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

一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(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月底前啟動試運(yùn)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(yùn)行，上海也于2022年7月

22日啟動了試運(yùn)行。

優(yōu)先購用電、中長期市場和現(xiàn)貨市場組成了我國當(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)。但我國當(dāng)前電力交易還不夠成熟，有相當(dāng)規(guī)模的用戶通過電網(wǎng)

進(jìn)行代理購電，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)

成我國當(dāng)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(jìn)行市場交易，否則代購電價(jià)

格將上漲50%o這意味著電網(wǎng)代購電機(jī)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(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，對保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行有重大意義。

通過前面對于電能量市場交易的機(jī)制以及實(shí)際情況來看，即使是實(shí)時

現(xiàn)貨市場，也會在T-15min刻完成，而理論上直到實(shí)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(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實(shí)時性要求極高，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(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷等完成，以上輔助服務(wù)本質(zhì)都

是對電能量的實(shí)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(jìn)一步擴(kuò)大趨勢

調(diào)峰輔助服務(wù)是我國當(dāng)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(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，同時對其給予一定的補(bǔ)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(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）

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

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(bǔ)償，低于一定范圍后才會相應(yīng)獲

取補(bǔ)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(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)峰時間段內(nèi)的積分

即為可獲取補(bǔ)償?shù)碾娏浚⑶腋鶕?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。上一版甘肅省

《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)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(fù)荷率40%至50%之間時報(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(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)無論實(shí)際調(diào)用時長如何，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(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，鼓勵更激進(jìn)的靈活

性改造方案。

為了促進(jìn)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(xì)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(yùn)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(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。從調(diào)峰補(bǔ)償力度

來看，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(yùn)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(dǎo)。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(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)電力市場和調(diào)峰輔助服務(wù)無法解決的實(shí)時平衡問題，主要依

靠自動控制技術(shù)來進(jìn)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(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。華東、南方區(qū)域儲能與火電相比，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，儲能的補(bǔ)

償費(fèi)用僅有火電的一半。而對于甘肅省，補(bǔ)償費(fèi)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(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)

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

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(xì)則”均對需求側(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)入門檻，還對調(diào)節(jié)能力、持續(xù)時間等進(jìn)行了規(guī)

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

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“兩個細(xì)則”中對需求側(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(jìn)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(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

如果電能量市場可以充分反應(yīng)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(jià)（此時新能源無法

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

實(shí)際情況，以上機(jī)制會面臨兩個問題：（1）難以預(yù)測未來電價(jià)：對

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

確預(yù)估電價(jià)趨勢；（2）無法激勵冗余機(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，但只有電能量市場的情況下，投資方?jīng)]有意愿建設(shè)冗

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

來全社會冗余容量需求，并出臺容量補(bǔ)償（固定數(shù)額）或容量電價(jià)（市

場競標(biāo)）來支付給這部分機(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旧蟻碚f極

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

在我國，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：我國截至目前共出臺了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》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)電損耗等變動成本，條款基本

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

納入省級電網(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

省級電網(wǎng)輸配電價(jià)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(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)出臺時間為2022年12月的《云南省

燃煤發(fā)電市場化改革實(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)容量市場交

易，交易價(jià)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(jià)木質(zhì)上是用電側(cè)為可

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

從這個角度來看，云南容量電價(jià)全部由新能源場站來承擔(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(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

我國輸配電價(jià)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(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，從此我國輸配電價(jià)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(jì)劃電價(jià)模式，發(fā)電廠的上

網(wǎng)電價(jià)和用戶側(cè)銷售電價(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)制過于死板，對于引導(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,

《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)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(jià)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(jià)定價(jià)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(jià)格定價(jià)辦法

（試行）》《跨省跨區(qū)專項(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》，對省級電網(wǎng)、

區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項(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(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,

我國正式制定出臺了第二監(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)了對所有省級電

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

理論輸配電價(jià)，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價(jià)格納入省級電網(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)三個組成部分中，共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價(jià)和專項(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，其中受歷史沿革問題影響，我國輸

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)《省級電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》，

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

價(jià)=該電壓等級總準(zhǔn)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(diǎn)。（2）而我

國目前裝機(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。基于以上三點(diǎn)，低電壓等級電網(wǎng)輸配

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

久，我們認(rèn)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(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(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(jià)核定有三大核心亮點(diǎn)：1）終端電價(jià)中，不同電壓等

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

等級之間的交叉補(bǔ)貼。2）精簡用戶類別，減少不同類型用戶之間的

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)一步的市場化改革打

下基礎(chǔ)，預(yù)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(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2015年提出

電改9號文,拉開本世紀(jì)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(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(yùn)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(shí)履行相同的責(zé)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(yán)重低于預(yù)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(bǔ)貼。根據(jù)我國現(xiàn)行政策，在給

定各電壓等級輸配電價(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電壓等級與220kV

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

周期的輸配電價(jià)核定中，不同電壓等級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，可理解為各電壓等級之間

的容量電費(fèi)價(jià)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(fèi)，無法從中獲得收益，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)整體的市場化程度，削弱

發(fā)電側(cè)議價(jià)權(quán)。

2）電網(wǎng)企業(yè)購銷價(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)束購銷價(jià)差模式c在過往實(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)均無關(guān)極大減少發(fā)電企業(yè)壓力。

3）終端用戶類別進(jìn)一步精簡，減少不同用戶類別之間的交叉補(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；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。用戶類別的精簡進(jìn)一步減少不同用戶類別之

間的交叉補(bǔ)貼，為不同用戶公平參與市場化交易掃清障礙。

4）線損單獨(dú)列示，進(jìn)一步為市場化交易鋪路。一個容易被忽視的點(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。但市場化交易下，上網(wǎng)電價(jià)出現(xiàn)波動，線損電費(fèi)也會

跟著上網(wǎng)電價(jià)波動，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(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(shí)際運(yùn)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(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(dú)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(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年跨國輸電

能力達(dá)到15%,2021年有16個國家表示有望在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(yùn)營商，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

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(fù)責(zé)本國的輸電資產(chǎn)、運(yùn)維，通常來說TSO負(fù)責(zé)

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

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

營商）來專門負(fù)責(zé)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(bào)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(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(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(yùn)環(huán)節(jié)變?yōu)殡娏ιa(chǎn)和消費(fèi)

同時進(jìn)行的環(huán)節(jié)，這也對DSO的運(yùn)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(jì)到細(xì)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(jìn)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(jià)穩(wěn)定。在枇發(fā)市場外，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(fù)責(zé)根據(jù)交易結(jié)果和ISO的調(diào)度指令來運(yùn)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(dǎo)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(shí)際達(dá)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(yùn)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(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)算的市場成員。

圖16:平衡市場運(yùn)行和結(jié)門機(jī)制

平衡服務(wù)的能量補(bǔ)償

BSP

容量補(bǔ)償)

\電能市場上

競價(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

平衡市場將為需求惻響應(yīng)、儲能以及綜合能源等提供新的參與機(jī)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(yīng)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(bǔ)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(rèn)

為，容量市場可以確保電力運(yùn)營商進(jìn)行冗余投資以應(yīng)對極端天氣或極

端條件下電力供應(yīng)問題。對容量市場持負(fù)面看法的國家則認(rèn)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(dǎo)冗余投資持

懷疑態(tài)度，這些國家認(rèn)為極端情況下的高電價(jià)是止?，F(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(shí)時出清，電力公司將沒有動力建設(shè)冗余備用機(jī)組，導(dǎo)致

系統(tǒng)難以應(yīng)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(dú)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(bǔ)充拍賣（如2023年所需容量的基礎(chǔ)拍賣在2020

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

行機(jī)組建設(shè)。在未來容量履約期內(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(jī)制與電能量市場類似，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的價(jià)格作為所有中標(biāo)機(jī)組

的出清價(jià)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(jì)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(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(jī)構(gòu)曾展開了一項(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

場的價(jià)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(rèn)知不符（當(dāng)然我們認(rèn)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(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)營商那里購買

容量證書。法國冬天有巨大的容量需求，因?yàn)榉▏蟛糠止┡家蕾?/p>

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(bǔ)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(jìn)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(dá)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(dá)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(jī)規(guī)模分別僅為2560

萬千瓦和3629萬千瓦，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)，

但仍顯示出我國新能源建設(shè)難度超過大家預(yù)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(yàn)教訓(xùn)來看，一

套合理的電力市場規(guī)則應(yīng)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(jìn)資源的高效調(diào)度和消費(fèi)，同時促進(jìn)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(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

以提供充足的無功、轉(zhuǎn)動慣量等缺點(diǎn)，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(bǔ)新能

源的缺點(diǎn)。

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(fù)荷還在快速增長。

2021年和2022年我國最高用電負(fù)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(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)我們測算，為了保證全國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。在過去機(jī)制下，煤電廠收入=電價(jià)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(fù)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(shí)能夠使其獲得

商業(yè)運(yùn)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(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?？赡艿呐e措包括：（1）對可再生能源的支持機(jī)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(jià)。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(jià)合約機(jī)制，避免電價(jià)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(jià)值需要得到體現(xiàn)。通

過建立容量補(bǔ)償或容量電價(jià)機(jī)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(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(jià)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(shí)施平衡價(jià)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(shí)時運(yùn)行，采用

更短的結(jié)算期，消除市場進(jìn)入獲取收益的障礙。

靈活的短期價(jià)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(yīng)等具有積極意

義。因?yàn)閷τ谶@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(jià)格信號的意義更加明顯一些。而從更長遠(yuǎn)

的視角來看，短期價(jià)格信號對于電力系統(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、通過輔助服務(wù)市場等確保電力系統(tǒng)有足夠的資源應(yīng)對風(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)時運(yùn)行狀況及時調(diào)用。但輔助服務(wù)同樣需要建立市場，反應(yīng)出

電力系統(tǒng)對輔助服務(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(jì)必須反映電網(wǎng)的實(shí)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(biāo)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(biāo)的核心推手。舊的電力體制

己無法適應(yīng)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(diǎn)。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(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，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。據(jù)我們測算

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(biāo)提出前的4000—5000億左右的量

級至少翻倍以上，而電力消費(fèi)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(kuò)

容也至關(guān)重要，否則會對雙碳目標(biāo)帶來負(fù)面影響，這也是全社會為雙

碳轉(zhuǎn)型所必須承擔(dān)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(jì)劃的實(shí)施意見》，優(yōu)先發(fā)電的順序?yàn)榭缡】鐓^(qū)優(yōu)先發(fā)電、保障性收

購新能源、可再生能源調(diào)峰機(jī)組、二類優(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)先購電排

除在電力交易市場之外，并根據(jù)電網(wǎng)的預(yù)測和計(jì)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(jìn)入電力市場進(jìn)行

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

電力市場的先后順序應(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(jìn)入電力市場，將仍執(zhí)行優(yōu)先購電，那

么相應(yīng)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(bǔ)貼的方式降低其用電負(fù)擔(dān)的可能。

二、進(jìn)一步放松中長期和現(xiàn)貨市場價(jià)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(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）中長期市場決定了全社會用電成

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，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(jià)格限制可能造成價(jià)格波動過大；（3）一旦放開限價(jià)可能導(dǎo)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(jià)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(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)致全社會用電成本不降反升；（2）

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

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

的體現(xiàn)，可能導(dǎo)致電力投資意愿下降。

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

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

華東）以及有限價(jià)的市場化報(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)市場實(shí)際需求，可能導(dǎo)致收益率過高或過低。帶限價(jià)的市場化報(bào)價(jià)

機(jī)制比直接定價(jià)更靈活，但也難以完全反應(yīng)市場需求。因此預(yù)計(jì)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(jià)或出清，以保證輔助服務(wù)市

場準(zhǔn)確定價(jià)，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(jià)，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(fù)荷仍將保持一

段時間增長，煤電機(jī)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(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，在低利用小時數(shù)下保持合理收益對現(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。儲能：新型儲能也存在給與容量電價(jià)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(yù)計(jì)

在獲取容量電價(jià)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(fēng)電等）也可以提供一定程度的容量（風(fēng)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(jià)，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(bǔ)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(biāo)，

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

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

本完成了“管住中間”的目標(biāo)，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(jìn)行了嚴(yán)格的監(jiān)管，上中下游一體化經(jīng)營受到限制，在財(cái)

務(wù)、管理、法律等兒個層面有嚴(yán)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(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，電力供需均由市場決定，理論上電價(jià)高低與電網(wǎng)并無直

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)對接十分容易，因此判斷輸配分離當(dāng)下并無迫切性需求。

4.電改需改變電費(fèi)構(gòu)成影響整個電力產(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

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”的問題，

而是全社會應(yīng)該承擔(dān)的成本如何傳導(dǎo)和分?jǐn)偟膯栴}。短期來看，全社

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

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

清潔電源電費(fèi)呈上升或平穩(wěn)趨勢（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，主要通過容量電價(jià)和輔助服務(wù)機(jī)制傳導(dǎo)。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(jià)

WvJHRzj

費(fèi)用

交易提高效

率刖源用

火電電■增用

目前每度電未來植度電

費(fèi)用構(gòu)成費(fèi)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(jià)、政府定價(jià)、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(shí)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(jià)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(jì)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(jì)是從簡單投資拉動向