电力行业深度分析

电力行业深度分析

L着眼当下：我国电力体制改革的现状

我国电价体系较为复杂，从终端用户的角度来看，用户的用电电价=

上网电价+输配电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。在非

市场化机制下，三个部分均由政府核定，政府主要通过输配电价来调

节不同时段电价从而形成分时电价，满足基本的价格调节机制。2015

年电改后我国重新核定了输配电价，这也是电力市场化的基础。未来

在市场化要求下该电价形成机制将产生如下变化：

（1）电能量市场：综合用电需求价格的稳定性和灵活性，上网电价

将分为中长期电价和现货电价，并由市场化方式形成。（2）辅助服

务市场：辅助服务自电力系统诞生起就存在，但此前辅助服务的提供

方和承担方均为发电侧，用户侧不承担此项费用，主要原因在于传统

电源结构下，发电侧大部分电源都是可控电源。但是“十三五”以来，

随着新能源装机占比提升，辅助服务的需求和供给开始失衡，电力系

统无法内部消化指数型增长的辅助服务需求和成本。2021年12月发

布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（以

下称“两个细则”）将用户侧纳入分摊范围。（3）容量电价：容量电

价是现货市场的重要“补丁”，对稳定现货价格、保障电力供给安全具

有重大意义。容量电价是用户侧为了保证用电充裕度而支付的保险,

因此理应由用户侧承担。

因此在市场化机制下，用户的用电电价=上网电价（中长期+现货）+

输配电价+辅助服务费用（调峰、调频、备用、爬坡、转动惯量、自

动电压控制、调相、无功调节、稳定切机、稳定切负荷、黑启动等）

+容量电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。需要指出的是，

在第三监管周期输配电前，容量电价作为电网的运行成本，实际上是

作为输配电价的一部分。这里我们不抠定义细节，重点围绕中长期、

现货、辅助服务、容量电价、输配电价（入含容量电价）五个方向展

开。上述五个方向除辅助服务外，其余四项都是由用户侧承担，辅助

服务则是电源侧和用户侧共同承担。

1.1电能量市场：中长期及现货市场基本形态已经形成但仍有诸多限

制

如果把上述五个方向继续向下展开，涉及到的品种多达十几种，纷繁

复杂的电力交易品种以及各不相同的机制毙高了对电力市场研究的

门槛。但从电力系统运行的本质来说，不论是电能量市场、辅助服务

市场还是容量电价，大体上都是要实现两个功能：有功平衡和无功平

衡。有功平衡即电力系统需要保持发电功率和用电负荷时时刻刻相等。

为了保证供电的可靠性以及用电成本的稳定性，用户侧需要提前安排

和预测其未来的用电需求，发电侧需要提前预测其未来出力情况（风

电、光伏、水电等）或安排发电计划（化石能源），因此需要提前签

订用电合约来使供需平衡。但不论新能源的出力还是用电计划，距离

用电时间越远把握性越小，所以根据签订合约时点与实际用电时点的

远近，可以分为中长期和现货交易，本质目的是对电力合约进行分解，

使得电力合约与实际用电需求尽量匹配。中长期交易从时间尺度上可

以分为年度合约、季度合约、月度合约等，现货交易则主要分为日前、

日内和实时现货交易。将电能量市场根据时间尺度不同分解为不同的

产品，本质上是在市场灵活性和交易成本之间取平衡，时间尺度越长

灵活性越差，交易成本越低，反之则灵活性越强但交易成本越高。

在现货开始交易之前，通过年度、季度和月度合约交易情况，会产生

D日一天24小时每时每刻的用电曲线。而在现货交易开始后，实际

电力供需发生变化，用电曲线与中长期曲线产生偏差，偏差部分按照

现货与中长期量差及现货价格结算。简单表述，即：在T时刻的电费

=中长期电量x中长期价格+（中长期电量■现货电量）x现货价格。由

以上公式我们可以得出以下几个结论：（1）目前多地要求中长期市

场电量规模下限为用电总量的90%左右，因此中长期电量和价格决

定了电源侧的基础收益。（2）机组实际发电曲线与中长期曲线越接

近，则收入越稳定。理论上实际发电曲线与中长期曲线完全重合时机

组收入与现货价格无关。（3）现货市场的交易规模十分接近总用电

量，通常大家所说的10%现货规模指的是与中长期电量偏差部分。

现货是实际交割的物理合约，而中长期市场为金融合约，现货价格会

影响中长期市场价格。

推动燃煤发电量和工商业用户全部进入电力市场，并逐渐取消目录电

价。1439号文发布后我国交易电量进一步上涨至2022年的61%,

煤电几乎全部进入电力市场。

2022年是1439号文发布后电力市场运行的第一个完整年，以广东

省为例，广东省2022年累计发受电量7616亿千乩时，其中外省送

电1772亿千瓦时，本地电源发电量5844亿千瓦时，从交易电量来

看，2022年广东省总共完成交易电量5309亿元，占本省机组发电

量的比例超过90%,其中直接交易电量2986亿千瓦时，占本身机组

发电量比例为51%。在直接交易电量中，中长期电量2871亿千瓦时，

占比96%,其中年度交易2662亿千瓦时，月度交易223亿千瓦时,

其余为周交易以及多日交易等。现货偏差电量100亿千瓦时，但发

电侧日前总成交电量达到了3800亿千瓦时。2022年广东省内机组

煤电、气电、水电、核电、风电和太阳能发电量分别为3157、829、

254、1019、270、103亿千瓦时，煤电占比为54%。但在电力市场

中，煤电是绝对主力，中长期市场交易电量2871亿千瓦时中煤电、

气电、核电占比分别为74.8%、20%和5.2%。

图3:广东省2022年省内发电量结构

・燃煤

■娥

・水电

核电

■风电

・太阳能

■其他

煤电市场化是1439号文最重要的内容之一，煤电全部进入市场后,

其发电曲线将全部由市场决定，而煤电由于出力可控，理论上可以严

格按照中长期曲线进行发电，因此煤电中长期合同被视作“压舱石”,

是稳定用电成本的核心。因此目前对煤电的交易价格做出严格限制，

各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电，介，并做上下浮动不高于

20%的限制（高耗能不受此限制）。目前绝大多数地区对于中长期交

易比例都有比较明确的要求。

基于国情，我国还存在优先发电和优先购电用户。其中优先发电用户

主要包括跨省跨区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先

购电用户指按照政府定价优先购电并获得优先保障的用户，主要包括

一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民

生活用电。优先购电用户主要执行政府核定的目录电价，优先发电用

户主要执行政府核定的上网电价，我国核电和水电以执行标杆电价为

主，新能源保障性收购部分以当地燃煤标杆电价上网。优先购用电部

分作为电力交易的边界条件决定电力市场交易的规模。我国一产和城

乡居民用电量比例增加幅度较为缓慢，10年内增加不到1.5pct,而

水电、核电和新能源比例上升幅度较快，因此同样需要安排这些电源

一部分发电量进入中长期交易。从各省安排的中长期交易比例来看，

煤电和气电占据了中长期交易规模的绝大部分，这主要因为其他电源

基本不受燃料成本影响，当前让其进入电力市场的迫切性没有火电高,

而且其余电源的电量占比仍然较低。

1.1.2现货市场：提出较为前瞻推进速度逐渐加快

现货市场试点早于双碳战略提出，具备高度前瞻性。2017年9月国

家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出

“加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商

品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现

货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决

定性作用”。现货市场建设启动试点早于双碳战略，政策极具前瞻性

以及连续性，是被市场忽视的新一轮电改重大信号。现货市场首批试

点省份为南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四

川、甘肃等8个省份，要求2018年底前启动试运行。但实际情况却

不甚理想,2018年底仅有3个省份启动试运行，其余5个省份到2019

年6月底之前陆续启动试运行，比原计划延迟约半年。2020年双碳

目标提出后，现货市场开启加速。2021年国家发改委发布《关于进

一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，再将上海、江苏、安

徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点，要求2022

年6月底前启动试运行。整体来看第二批电力现货推行阻力小于第一

批，除上海外其余省份基本按期启动试运行，上海也于2022年7月

22日启动了试运行。

优先购用电、中长期市场和现货市场组成了我国当前电力交易的最主

要组成部分。电力交易主要相关方包括电网、调度、电力用户、发电

企业、交易中心、售电公司等。其中电力用户直接或通过售电公司与

发电企业在电力交易中心中交易，电网调度根据电网和机组实际运行

状态等给出交易中心约束条件，最终形成的交易结果成为电网调度的

依据入电网原则上不参与电力交易，只根据交易电量按规定收取输配

电费。但我国当前电力交易还不够成熟，有相当规模的用户通过电网

进行代理购电，因此电网当前还担任一部分售电公司职责。以上便构

成我国当前电能量交易最基本的组成部分。但是电网代购电只是作为

到全面市场化交易的过渡。2022年5月，湖南出台国内首个电网代

购电退出时间表，10千伏以上存量大工业、一般工商业分别在2023

年1月1日和2023年5月1日前直接进行市场交易，否则代购电价

格将上涨50%o这意味着电网代购电机制最终将退出历史舞台。

1.2辅助服务市场：种类逐渐丰富费用逐渐向用户侧传导

辅助服务弥补电力交易不足，对保证电力系统稳定运行有重大意义。

通过前面对于电能量市场交易的机制以及实际情况来看，即使是实时

现货市场，也会在T-15min刻完成，而理论上直到实际用电那一刻

前，都无法保证发电和用电需求不会发生变化，实际发电量可能大于

或小于用电量，而由于电力供需平衡对实时性要求极高，再进行电力

交易去弥补缺口已经不可能，因此还需要电网通过其他更快速的手段

完成最终的平衡，在我国主要通过辅助服务的调峰、调频、备用、转

动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等完成，以上辅助服务本质都

是对电能量的实时控制。而自动电压控制、调相、无功调节本质上是

无功平衡，本文着重分析有功辅助服务。黑启动是一种比较特殊的辅

助服务，主要在电力系统大规模故障后启用，本文也不做分析。

1.2.1调峰市场：短期有进一步扩大趋势

调峰辅助服务是我国当前占比最高同时也是相比其他国家最特殊的

辅助服务类型。从国家能源局公布的数据来看，调峰辅助服务的规模

及占比快速上升。调峰辅助服务即根据电力系统实际负荷的需要，根

据电网调度指令调低部分机组的出力，同时对其给予一定的补偿而带

来的辅助服务。调峰辅助服务的功能与电能量市场类似，是适合非市

场化情况下的一种辅助服务机制。

图7:2017—2019H1年辅助服务规模及占电费的

比重（亿元，％）

■■调频调峰

—备用调压

—其他-----占电费比重（右轴）

短期来看调峰辅助服务规模有进一步扩大的趋势，各地均在出台辅助

服务细则，增加调峰辅助服务的补偿力度。目前各地辅助服务政策基

本都会把火电调峰分为有偿调峰和无偿调峰，火电出力高于一定范围

后的调峰属于无偿部分，不会获得补偿，低于一定范围后才会相应获

取补偿。从各地新政策来看，除华北地区以70%为界外，其余地区

均在50%左右。有偿调峰补偿费用除甘肃采用容量补偿外，其余均

为积分电量补偿，以广东为例，实际出力低于50%才能获取调峰补

偿，则50%额定出力减去实际出力曲线在深度调峰时间段内的积分

即为可获取补偿的电量，并且根据火电机组实际调峰深度划分不同的

档次，实际出力越低，每度电获取的补偿越高。

至于调峰补偿费用，南方（以广东为例）补偿费用最高，30%~40%

之间补偿费用为792元/MWh,0%~30%之间补偿费用则高达1188

元/MWh,且为固定补偿，远高于其他区域。华北地区则低于70%就

可以获得补偿，补偿起点较高。甘肃对于调峰补偿档位更多，且调峰

深度越深补偿力度越大，鼓励更为激进的灵活性改造手段。甘肃省最

大亮点是调峰辅助服务由电量交易转为调峰容量市场。上一版甘肃省

《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（简称《暂行规定》）以

及国内其他地方深度调峰辅助服务多以电量交易为主。比如上一版甘

肃省《暂行规则》在火电厂负荷率40%至50%之间时报价上限为200

元/MWh（最高档负荷率0%到20%之间上限为800元/MWh）,电

量交易一大问题在于调峰时长具有较大不确定性。本版《暂行规则》

则直接改为调峰容量时长，且容量需求由电网调度机构确定，并按月

报价和交易，这意味着调峰容量需求只与本月调峰容量需求最大的一

天相关，而其他天数无论实际调用时长如何，都可以享受同样补贴，

如40%至50%负荷率，供热季补偿上限为300元/MW•日（与实际调

用时长无关）。此外本版《暂行规则》大幅提高了不同档次之间深度

调峰补偿差距，非供热季最高档与最低档可获取的补偿差距达到18

倍（供热季为12倍）。上述规则对于火电灵活性改造的积极性有较

大正向影响：（1）调峰容量交易大大提高了火电厂深度调峰规模和

收益的确定性；（2）深度调峰获取的补偿更高，鼓励更激进的灵活

性改造方案。

为了促进新型储能的发展，各地也逐渐将储能纳入调峰市场。但各地

对储能参与调峰辅助服务的细则还是有比较明显的不同。不同于火电,

储能调峰在不同出力水平时运行成本、调节能力等均没有明显区别，

因此对于储能参与调峰各地一般是统一的补偿标准。从调峰补偿力度

来看，南方区域补偿力度最大，广东省充电电量补偿高达792元/MWh,

相比之下华东区域仅160元/MWh。甘肃省采用与火电调峰补偿类似

的容量补偿方式，但补偿上限仅0~300元/MW•日，仅与供热期火电

第一档相当，但甘肃省新型储能调峰具有最高优先级，而在南方区域

新型储能优先级则低于抽水蓄能。

但长期来看，《电力现货市场运行规则》（征求意见稿）提出探索电

能量市场与调频、各用等辅助服务联合出清，并加快辅助服务成本向

用户侧合理疏导。部分地区已经明确在电力现货市场开启时不启动调

峰辅助服务市场，因此随着电能量市场逐渐完善，调峰辅助服务最终

会退出历史舞台。

1.2.2调频市场：电能量市场的重要补充

调频辅助服务经常因其名称而让人迷惑，但调频辅助服务本质上还是

对电能量的调节。调频辅助服务理论上就是为了弥补调频辅助服务是

为了弥补电力市场和调峰辅助服务无法解决的实时平衡问题，主要依

靠自动控制技术来进行调整。调频已经成为储能的重要收入来源之一。

各地陆续允许新型储能参与调频辅助服务市场，而目前在多数地区，

调频辅助服务已经成为储能最重要的收益来源。对于调频辅助补偿基

准，华东和南方区域采用积分电量（即调频容量乘以调用时间），而

华北和甘肃则采用调频里程（即调频容量乘以调用次数）。调频补偿

的计算方式并不重要，重要的是看新型储能参与调频辅助服务相比于

火电等传统机组是否存在优势。华东、南方区域储能与火电相比，补

偿计算方式没有任何区别。华北区域同等调频里程情况下，储能的补

偿费用仅有火电的一半。而对于甘肃省，补偿费用则高于火电。

a8：各地新型储能参与■频政策对比

♦方西北

华东（以E为例）的匕（以日常为例）

是是是是

*h®基准炽分电・（MWh）枳分电・（MWh）两蛔E程（MW）四ft里程（MW）

制里程X1.5X里程报

・日扑隹费用通价

”・姨里程乂2.5元里程报价上限12元

计算方式一中YAGC=360元/MW月积分电元/MWh/MW/MW

备用辅助服务指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网

主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服

务。备用分为旋转备用和冷备用。转动惯量辅助服务是为了应对新能

源稳定性弱而引入的目的是加强电力系统稳定性的的辅助服务，爬坡

辅助服务是为了应对新能源或负荷剧烈变化而引入的辅助服务。这两

项辅助服务目前开展的地区较少。另外随着各地缺电形势加剧，各地

新版“两个细则”均对需求侧响应和虚拟电厂参与辅助服务获取收益

的方式进行了规定。其中南方区域的规定最为详细，不仅规定了需求

侧响应和虚拟电厂的准入门槛，还对调节能力、持续时间等进行了规

定，补偿费用为固定补偿。甘肃省对需求侧响应和虚拟电厂的准入门

槛最低，分别仅有1MW和5MW,远低于南方区域，价格形成方式

为市场报价，价格上限低于广东，但另行规定了应急削峰和应急填谷

服务，补偿标准接近广东省。

华东区域和华北区域在“两个细则”中对需求侧响应和虚拟电厂均未

做单独规定，而是将其直接纳入到APC（自动功率控制）辅助服务

中。APC辅助服务是AGC（自动发电控制）的延伸，AGC一般仅针

对发电厂，而APC则进一步涵盖了储能以及用户侧资源等，也就是

说在这些地区需求恻响应和虚拟电厂是纳入调频辅助服务联合补偿,

这也与调频辅助服务的原理有关，后面第2章可以看到欧洲的虚拟电

厂基本都是纳入调频辅助服务。APC与AGC类似，补偿费用获取主

要与调节量和调节系数有关。

1.3容量电价：抽蓄和气电已实行容量电价煤电容量电价仍在探索

如果电能量市场可以充分反应成本，那么按理说对于煤电，即使未来

利用小时数下降，依然可以通过提高高峰时段电价（此时新能源无法

提供电能，煤电拥有定价权）来弥补收益，这是最为理想的情况c但

实际情况，以上机制会面临两个问题：（1）难以预测未来电价：对

于长期的用电需求及新能源出力难以做出准确预测，火电企.业难以精

确预估电价趋势；（2）无法激励冗余机组建设：电力系统作为公用

事业属性，保证供旦安全是首要目的，在极端情况（高温导致用电负

荷超出预期、外部因素导致部分机组非止常停机等）下应保证有冗余

机组提供电能，但只有电能量市场的情况下，投资方没有意愿建设冗

余机组。那么此时部分国家便研究出台了容量电价政策。电网预估未

来全社会冗余容量需求，并出台容量补偿（固定数额）或容量电价（市

场竞标）来支付给这部分机组保证其收益。这部分电量不论后续是否

需要调用，均需要支付给机组，相当于用户侧支付的“保险”。需要注

意的是：容量电价由用户侧支付这一点相当重要，因为根本上来说极

端情况下容量不足，对于发电企业来说并没有实质性损害。

在我国，目前名义上的容量电价主要包括抽水蓄能、天然气发电以及

山东省和云南省的煤电。抽水蓄能：我国截至目前共出台了2014年

7月《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》和2021年

4月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》两份抽水蓄能

电价政策文件，均强调了抽水蓄能执行两部制电价，其中容量电价主

要休现抽蓄电站保障电力系统安全的价值：弥补固定成木+合理收益；

电量电价体现调峰填谷效益，弥补抽发电损耗等变动成本，条款基本

一致。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付,

纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定

省级电网输配电价忖统筹考虑未来三年新设产抽水蓄能电站容量电

费。容量电价机制按照6.5%准许收益率核定。

天然气发电：天然气发电响应速度快的优点使其成为部分地区重要的

顶峰电源和调峰电源。这也导致天然气发电利用小时数较低、电价较

高。为了保证天然气发电的合理收益，各地对大然气发电的电价都做

出了特殊规定，大体可以分为两种：（1）第一种以湖南、广东等地

为代表，根据机型、利用小时数不同规定电价。比如湖南、广东；（2）

第二种以河南以及江浙沪等地为代表，采用了容量电价+上网电价两

部制电价。

山东容量电价：山东省容量电价与山东省现货市场推进有关，2020

年6月山东省发布《山东省电力现货市场交易规则（试行）》，首次

提出了容量补偿。容量补偿电价（当前价格为0.0991元/度）直接附

加在电价中，由市场化用户承担，并由机组能够提供的可用容量分摊。

云南容量电价：云南容量电价出台时间为2022年12月的《云南省

燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，文件规定燃煤发电企业最

大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交

易，交易价格为220元/千瓦•年±30%,买方为未自建或购买共享储

能服务的新能源场站。前文我们分析过容量电价木质上是用电侧为可

靠用电购买的“保险”，目的是促进可靠电源冗余投资以保证电力安全。

从这个角度来看，云南容量电价全部由新能源场站来承担，且与新能

源的电价相关，因比云南容量电价本质上是--种“辅助服务”，与甘肃

的调峰容量市场相似，而山东省容量电价更多像给当地火电机组整体

的电价补偿，并未反应未来容量的需求。从这个角度看，中国尚未有

真正的煤电容量市场。

1.4输配电价：历经三轮监管周期改革电改道路已经铺平

1.4.1输配电价改革始于03年15年改革全面加速

我国输配电价市场化改革止式提上议程是在2003年。2003年《国

务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》中，首次提出输配电价应

输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、

公平负担”原则制定，从此我国输配电价开始正式向“成本+合理收益”

的模式过渡。在此之前，我国电力市场是计划电价模式，发电厂的上

网电价和用户侧销售电价均由政府核定，电网公司收取的输配电价实

际上为其差额。这种模式最让人诟病的地方在于电网公司依靠其垄断

地位获取了超额的收益，且这种定价机制过于死板，对于引导用电和

引导建设电源都有一定的负面影响。

图9：我国输配电价的基本组成

输配电价真正实现全面加速改革则是2015年。2015年3月15B,

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发

【2015】9号）下发，输配电价改革全面加速。2016年12月22日，

国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，2017

年12月29日，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法

（试行）》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关

于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，对省级电网、

区域电网、跨省跨区专项以及增量配电网价格进行了全面细化，并规

定了每三年作为一个监管周期，首个监管周期到2019年结束。2020

年，随着《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价

办法》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》等规定正式发布,

我国正式制定出台了第二监管周期输配电价，全面完善了定价规则，

规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电

网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级

理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。至

此2005年《关于印发电价改革实施办法的通知》中制定的目标才基

本完成。

输配电价三个组成部分中，共用网络输配电价和专项服务价格统均采

用“核定成本”+”准许'收益的机制，其中受历史沿革问题影响，我国输

配电价存在大额的交叉补贴，主要是高电压用户向低电压用户补贴以

及不同省份之间的交叉补贴等。根据《省级电网输配电价定价办法》，

省级电网实行“准许成本+合理收益”的定价模式，各电压等级输配电

价=该电压等级总准许收入+本电压等级的输配电量。我们可做如下简

要分析：（1）根据2017—2020年分电压等级投资数据来看，电网单

位容量投资额基本呈现电压越低单位投资额越高的特点。（2）而我

国目前装机以火电、水电等直接接入220kV及以上电网的大型机组

为主，电量随电压等级递减。（3）高电压等级电网建设利用率高，

传输相同电量所需的容量更少。基于以上三点，低电压等级电网输配

电价应显著高于高电压等级。交叉补贴存在的问题：交叉补贴历史较

久，我们认为在我国优先保证居民和农业用电的基本原则下，短期破

除难度较大。但交叉补贴影响了实际供需关系，且随着居民用电比例

提高矛盾会更加突出。

1.4.2第三监管周期改革落地制约市场化交易顽疾基本破除

2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输

配电价及有关事项的通知》，第三监管周期输配电价终于落地。第三

周期电网输配电价核定在多方面取得实质性突破，预示着新一轮电改

加速。对比2017・2019、2020-2022两个监管周期，我们分析第三监

管周期输配电价核定有三大核心亮点：1）终端电价中，不同电压等

级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级，减少不同电压

等级之间的交叉补贴。2）精简用户类别，减少不同类型用户之间的

交叉补贴；3）明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。上述三

点都旨在理顺输配环节电价机制，为发电侧更进一步的市场化改革打

下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。

1）长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节

价格核定，而制约输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡

资金传导，两大堵点在第三周期核定中全部涉及。我国2015年提出

电改9号文,拉开本世纪继2002年电改5号文后的第二轮电改序幕，

核心思想是“管住中间，放开两头”。在电力产业链中，电网属于“中间”,

具备自然垄断属性，由政府按照准许收益率核定价格，而发电和用电

则是“两头”，需要引入市场化竞争来提升效率。“放开两头”除了放开

发电侧，另一个重要抓手是鼓励社会资本以混合所有制方式发展配电

业务。

早在国家能源局2016年颁布的《有序放开配电网业务管理办法》中

即规定，“配电网运营商拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并

切实履行相同的责任和义务”，但是截至目前，由社会主体投资的增

量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍外，一个

重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给

定各电压等级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不

同电压等级之间的输配电价差，如增量配电网一端接入10kV电压用

户，另一端接入220kV电网，配电网的收入即10kV电压等级与220kV

电压等级的输配电价差值。但是在我国2017-2019.2020-2022两个

周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并

未反映真实的输配电成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极

小，另一方面容量电价并未区分电压等级，可理解为各电压等级之间

的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高电压

等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞

后。而配电网改革的滞后也限制了电力系统整体的市场化程度，削弱

发电侧议价权。

2）电网企业购销价差商业模式彻底变为历史，系统不平衡资金明确

传导至用户侧，减少发电企业压力。此次明确工商业用户用电价格由

上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基

金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量

电费等，电网公司彻底结束购销价差模式c在过往实践中，由居民等

用户产生的不平衡资金，通常不能向下游传导，辅助服务费用和抽水

蓄能成本的分摊也缺乏制度性规定，往往由电力系统内部消化。此次

明确终端电价构成，辅助服务费用和抽水蓄能电价在终端电价中单列,

由终端用户支付，与电网和发电企业均无关极大减少发电企业压力。

3）终端用户类别进一步精简，减少不同用户类别之间的交叉补贴。

此次文件提出用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业

用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未

实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、

大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电

价格以外的用电）四类。用户类别的精简进一步减少不同用户类别之

间的交叉补贴，为不同用户公平参与市场化交易扫清障碍。

4）线损单独列示，进一步为市场化交易铺路。一个容易被忽视的点

是，本次核定的输配电价中不再包括线损，而是作为综合线损率单独

列示。在非市场化机制下，线损与上网电价相关，作为折价统一核算

在输配电价中。但市场化交易下，上网电价出现波动，线损电费也会

跟着上网电价波动，而输配电价每三年核定一次，线损不宜再直接折

算为输配电费，故将线损单独列示，最终将直接反应在电量中。此项

改革将彻底理清线损的承担方，为后续进一步的市场化交易铺路。

1.4.3电网仍是电力交易核心环节电力供需主要在省内完成

目前我国电能量交易市场的参与方主要包括发电企业、输配电网、电

网调度、电力用户、售电公司以及电力交易中心等。电网调度部门根

据电网以及机组实际情况，向电力交易中心发出约束条件从而形成电

力交易的边界条件。电力交易中心作为电力合约交易场所，发电企.业、

电力用户、售电公司均通过电力交易中心完成电能量交易，电网调度

根据电网、电源状态以及交易结果，向发电企业和输配电网发出调度

指令，完成实际运行。但是在我国，输电网、配电网资产以及电网调

度部门均属于电网公司所有，电网公司同时也参股电力交易中心。此

外，由于电能量市场建设还处于非常初级阶段，直接交易和通过售电

公司交易无法覆盖全部市场，因此还需要电网代理购电，电网实际上

也完成了大量售电公司的职责（2022年广东省电网代购电2323.2亿

千瓦时，占总交易电量43.8%）。

2.他山之石：国外电力市场对国内电改的启示

2.1我国电力结构与欧洲有类似之处欧洲已建立跨国电力交易平台

前面提到，由于历史沿革原因，我国大陆地区除内蒙古和河北外，每

个省级行政区均设有1个省级电网，加上内蒙古自治区的蒙东、蒙西

和河北的冀北、河北南网4个省级电网，共有33个省级电网，大部

分电力的生产和消纳均在省内完成。我国跨省输电电量稳步提升，从

2009年的4459亿千瓦时上升至2022年的14610亿千瓦时，增加

约3倍，占比也从12.2%提升到17.4%,2022年全年发电量约8.4

万亿千瓦时。

图12:2009-2022年我国年发电量和省间输送电量（亿千瓦时）

20.00%

18.00%

16.00%

14.00%

1200%

10.00%

8.00%

6.00%

4.00%

2.00%

0.00%

20092010201120122013201420152016201720182019202020212022

一发电■一匕间输送电■——占比（右轴）

根据BP数据，欧洲（不包括独联体地区）2021年的总发电量4.03

亿千瓦时，大约为中国的一半，而且欧洲也由30余个大大小小的国

家组成，与中国的情况有一定的相似性。2014年欧洲理事会呼吁到

2020年欧盟成员国跨国输电能力（跨国输电容量/发电装机容量）达

到至少10%,这一目标在2018重新修改，目标是2030年跨国输电

能力达到15%,2021年有16个国家表示有望在2030年前完成这一

目标。

2009年欧洲六大输电运营商联盟达成协议，组建ENTSO-E,

ENTSO-E是欧洲TSO（TransmissionSystemOperators,输电系

统运营商）组成的非盈利组织。其时，成员包括36个国家的43个

输电运营商，主要职责包括制定电网规划、协调电力输送、制定市场

规范、推动新能源发展，这也为欧洲跨国电力市场打下了基础。截止

目前，ENTSO-E由来自35个国家的39个TSO正式成员和2个观

察成员组成，基本包括了除俄罗斯、白俄罗斯、英国（除北爱尔兰）

外的欧洲所有主要国家。所有成员国中，除德国和奥地利外，均只有

1个TSO来负责本国的输电资产、运维，通常来说TSO负责

380/220kV电网运行。部分国家TSO兼电力调度职责，而部分国家

除TSO外还有ISO（IndependentSystemOperators,独立系统运

营商）来专门负责电力调度。

跨国电力输送在欧洲新能源转型中将发挥巨大的作用。根据

ENTSO-E的报告，截止2022年ENTSO-E成员国跨国输电能力为

93GW。如果到2030年再增加64GW跨国输电能力，则相比于不增

加跨国输电能力每年多消纳170亿千瓦时新能源、少使用90亿千瓦

时天然气电量、减少1400万吨二氧化碳排放并节省50亿欧元发电

成本。

欧洲电网实行输配分离的结构。除TSO外，欧洲还有数千家DSO

（DistributionSystemOperators,配电系统运营商），其职能与TSO

类似，区别在于DSO管理电压等级较低的输电线路，且DSO之间

的互联较少，其主要职责是做好TSO和用户的衔接，保证电力能有

效地传输给用户，同时保证DSO和TSO安全稳定运行。在欧洲新

能源转型的战略下，越来越多的分布式电源、工商业和户用储能接入

DSO,使得DSO从单一的电能接收和转运环节变为电力生产和消费

同时进行的环节，这也对DSO的运行带来了巨大调整，去中心化成

为大势所趋。欧盟统一电力市场是欧洲统一大市场的组成部分，统一

市场的建设经历了从顶层设计到细化规则，从单个国家市场到跨国区

域市场，从中长期交易到日前、日内交易的分阶段推进过程。

欧洲的电力市场主要由批发市场和系统服务两部分组成，基本结构与

我国目前电力交易类似，但是欧洲将绝大部分电量放在批发市场中，

并通过场内和场外交易两种形式完成。其现货市场与中国类似，但是

有更多的衍生品交易来确保电价稳定。在枇发市场外，还有主要由

TSO或DSO负责的系统服务，主要为了保证电力系统的实时平衡,

这一机制在欧洲被称为EB(ElectricityBalancing,电力平衡)机制。

需要注意的是，欧洲电力市场得以推进的核心在于EEX、ISO、TSO

和DSO的互相配合。因为不论TSO和DSO如何拆分，在所属区域

均具有垄断特性，在一个地区设置多个DSO来产生竞争，从各方面

来看均不具备可行性。因此竞争只能在EEX中完成，TSO和DSO

只负责根据交易结果和ISO的调度指令来运营电力资产。

2.2平衡市场和辅助服务市场

欧洲的平衡市场源于2017年12月23日欧盟委员会EB条例，该条

例给出一个指导方针，使得各国可以在平衡市场中共享资源，从而使

发电量始终与用电量相等。从实际达成的效果来看，欧洲平衡市场与

我国的调频辅助服务类似。在平衡市场中：调度智能归于TSO或者

DSO,参与平衡市场运行和结算的市场成员包括BSP(Balance

ServiceProvider,BSP)和BRP(BalanceResponsibilityParty,

BRP)等。其中BSP提供平衡资源，在实际运行中根据系统频率变

化或调度指令改变自身出力以帮助系统恢复平衡，BRP是承担责任

并参与不平衡结算的市场成员。

图16:平衡市场运行和结门机制

平衡服务的能量补偿

BSP

容量补偿)

\电能市场上

竞价、双边合约或/''下调报价

与电能联合出清,

容

精

结

算

平衡市场将为需求恻响应、储能以及综合能源等提供新的参与机会,

从而调动他们加入到市场竞争以提高全社会用能效率。欧洲的统一平

衡市场建立在各国辅助服务的基础上，目前主要的品种包括FCR

(FrequencyContainmentReserve)>aFRR(automaticFrequency

RestorationReser\<e)、mFRR(manualFrequencyRestoration

Reserve)、VoltageControl>BlackStart等，大体上对应我国的一

次调频、二次调频、电压控制、黑启动等。

2.3容量市场是电能量市场的补充但不同国家对此看法不一

目前各国对于容量市场的看法不一，对容量市场持正面看法的国家认

为，容量市场可以确保电力运营商进行冗余投资以应对极端天气或极

端条件下电力供应问题。对容量市场持负面看法的国家则认为，容量

市场提高了全社会用电成本，而且对于容量市场能否引导冗余投资持

怀疑态度，这些国家认为极端情况下的高电价是止常现象，相比容量

市场可以做到全生命周期用电成本最低。

美国：美国PJM设置了容量市场。PJM等区域还意识到如果完全按

照现货市场实时出清，电力公司将没有动力建设冗余备用机组，导致

系统难以应对极端天气等突发情况，因此PJM早在1998年就设立

了单独的容量市场。PJM容量市场也是一种期货市场”，由PJM交

易中心测算未来3年的必要容量需求，提前三年拍卖，包括一次基础

拍卖和后续的三次补充拍卖（如2023年所需容量的基础拍卖在2020

年5月进行），保障电力公司竞拍得到容量指标后，有充足的时间进

行机组建设。在未来容量履约期内，负有容量义务的电力公司必须提

供随时可调用的容量，如果不足需要在日前容量二级市场中购买。美

国PJM市场容量市场的拍卖机制与电能量市场类似，同样采用“边际

出清”机制。电网计算出容量需求，各类型机组根据其成本报价并按

报价从低到高排序，直到容量需求被满足时的价格作为所有中标机组

的出清价格。容量市场与电能量市场的区别在于，容量市场的需求更

加计划性，而供给州较为市场化，而电能量市场两侧都更加市场化。

英国：容量市场规模由政府确定，然后通过拍卖在市场上购买容量,

最低出价者提供容量，但如果未能交付，最低出价者将面临严厉的处

罚。英国第一次容量拍卖于2014年12月举行，目的是在2018/19

年冬季提供足够的产能，耗资近10亿英镑。英国政府在2018/19年

度的第一期交付中确保了略高于50吉瓦的容量。但是容量市场也可

能容易受到操纵，英国市场监管机构曾展开了一项调查，怀疑五家电

力公司可能在其新电站计划中提供了误导性信息从而影响了容量市

场的价格。此外在英国早期的容量市场中，煤电成为了最主要的受益

者，这与公众的普遍认知不符（当然我们认为这是正常的）。

法国：法国的容量市场选择了去中心化的设计，电力零售商有义务提

前四年根据客户的峰值需求确保容量，必须从发电站运营商那里购买

容量证书。法国冬天有巨大的容量需求，因为法国大部分供暖都依赖

于电力，邻国比利时也希望通过容量市场为新建天然气发电的投资提

供补贴。在其他电力市场化程度更为极端的国家或地区，比如美国德

州、加州以及德国等，均不设置容量市场。

3.立足国情：国内电改的可能方向

3.1最艰巨能源转型之路需要明确的制度促进改革

我国面临着人类历史上最为艰巨的新能源转型之路。中国如今已经拥

有全世界最大的电力系统，2021年我国发电量占全球比例已达到

30%,接近第二名美国的2倍，更重要的是我国的用电规模仍在快速

增长，2021年我国全年新增发电量达7552亿千瓦时（BP口径），

是德国2021年全国用电量的接近1.3倍，而德国总发电量从近20

年基本维持在稳定水平。

图18:2021年世界各国发电量比重

意大利其他中国

1.0%34.5%30.0%

加拿

大韩国

15.5%

23%2」％

法国印度.「德国―日本

1.9%6.0%1.1%2.1%3.6%

我国新能源转型伊始便布满荆棘。此外，受光伏组件和储能成本上涨

等因素影响，2021年、2022年集中式光伏装机规模分别仅为2560

万千瓦和3629万千瓦，明显低于预期。风电新增装机规模则从2020

年开始连续三年下滑，虽然与2020年和2021年两次风电抢装有关，

但仍显示出我国新能源建设难度超过大家预期。在这样的背景下，电

力市场规则对于新能源转型至关重要。从海外国家经验教训来看，一

套合理的电力市场规则应满足以下条件：（1）通过有效的长期信号，

推动可再生能源、灵活性资源和电网的投资，拥有充足的容量保证用

电安全。（2）促进资源的高效调度和消费，同时促进整个电力系统

空间和时间上的灵活性；（3）电力市场规则应该与电力系统的能力

和安全性要求相一致，保证电网安全可靠运行；（4）保证电力用户

用电安全性和经济性。

新能源是电力系统完成碳中和目标的核心，但并非唯一发展方向。新

能源可以提供清洁的电量支持，但由于新能源发电具有间歇性，R难

以提供充足的无功、转动惯量等缺点，因此未来的电力系统一定会需

要更多的角色参与，包括储能、氢能、电网以及需求侧资源弥补新能

源的缺点。

一、通过长期投资信号保证电力系统充足容量和灵活性

由于我国用电需求还在高速增长中，特别是用电负荷还在快速增长。

2021年和2022年我国最高用电负荷分别增加1.14亿千瓦和1亿千

瓦，均超过德国全国的用电负荷。在目前技术基础下，顶峰电源依然

需要继续建设，根据我们测算，为了保证全国顶峰供电能力的需求,

到2030年煤电装机需要达到14.8亿千瓦，相比2022年底仍要增加

约3.8亿千瓦。在过去机制下，煤电厂收入=电价x利用小时数x发电

容量，但煤电利用小时数下降是必然趋势，收入也呈下降趋势，对煤

电建设是负面信号。

此外对于储能及需求侧资源来说，虽然理论上现货确实能够使其获得

商业运行的可能，但是现货市场的收益相对来说波动较大且不确定，

因此给与他们必要的长期投资信号也是必须的。此外，明确的长期投

资信号对于新技术投入商业运行给与指引，从而有效引导在新兴技术

上的资本投入。可能的举措包括：（1）对可再生能源的支持机制。

包括a）逐渐建立碳市场、绿电交易市场，让可再生能源获取合理的

环境溢价。b）通过多样的长期购电协议来保证新能源收益的稳定性；

O探索双向差价合约机制，避免电价过高时新能源获取过多的超额

收益等。（2）传统电源时代不被重视的容量价值需要得到体现。通

过建立容量补偿或容量电价机制，可以提高煤电、储能等资源建设的

积极性，从而给整个电力系统提供充足性。（3）电力信息需要公开

透明。电力系统的运行和交易具有特殊性，电网公司不论结构如何总

是多少拥有垄断的特性，为了让电力交易能够顺畅进行，尽量降低全

社会用电成本，跟电力交易有关的信息需要透明，才能确保所有电力

市场参与者都能公平交易。此外，公开电网的相关信息也非常重要,

特别是必要的网架信息以及电网长期的规划。

二、通过灵活的短期价格信号增加电力系统灵活性

为了提高能源系统的短期灵活性，日前、日内和实施平衡价格信号对

于确保发电和用电的有效调度、优化综合能源系统至关重要。为了满

足未来灵活资源组合的需求，短期市场需要逐步接近实时运行，采用

更短的结算期，消除市场进入获取收益的障碍。

灵活的短期价格信号对于调动分散的能源和灵活性资源，特别是分布

式电源、用户侧储能、电动车、虚拟电厂、需求侧响应等具有积极意

义。因为对于这些资源来说，为电力系统提供灵活性可能并不需要过

多额外的资本投入，短期价格信号的意义更加明显一些。而从更长远

的视角来看，短期价格信号对于电力系统与其他能源系统（如交通、

热力、燃气等）进行耦合互补也有积极作用。

三、通过辅助服务市场等确保电力系统有足够的资源应对风险

辅助服务本质上是弥补电力交易的局限性，大部分辅助服务需要根据

电网实时运行状况及时调用。但辅助服务同样需要建立市场，反应出

电力系统对辅助服务资源的迫切性，从而引导辅助服务资源的建设。

这需要两方面的努力：a）电网公司能够对长期的辅助服务需求提出

规划；b）在此基础上市场的设计必须反映电网的实际情况和需求。

3.2结合国情我国电力体制改革的可能方向有哪些

如果说2020年双碳目标的提出是给电力行业指出了未来40年的发

展方向，那么电改就是电力行业迈向目标的核心推手。旧的电力体制

己无法适应新的需要，改革势在必行，过去两年电力行业面临的种种

困境已经证明了这一点。电改给电力行业带来的变革，主要在于电力

行业收入端的扩容以及内部的收入再分配。首先是电力行业收入端的

整体扩容，虽然目前仅就电量成本而言，新能源在大部分地区相比火

电已经具有优势，部分地区甚至逼近水电，但由于新能源提供的容量

和调节能力相当有限，加上为保证新能源消纳和用电安全的调节和容

量成本，整体而言电源侧的投资将呈现大幅上升的态势。据我们测算

为保证碳达峰、用电安全以及增加调节能力，十四五和十五五期间电

源侧投资额需要进一步提高到1万亿以上，同时还需要投资抽水蓄能、

储能等灵活性资源，相比双碳目标提出前的4000—5000亿左右的量

级至少翻倍以上，而电力消费量的增长相对有限。考虑到电力资产收

益率情况对电力投资持续性至关重要，因此整个电力行业收入端的扩

容也至关重要，否则会对双碳目标带来负面影响，这也是全社会为双

碳转型所必须承担的成本。

一、陆续放开优先发电和优先购电

按照《电力中长期交易基本规则（暂行）》和《关于有序放开发用电

计划的实施意见》，优先发电的顺序为跨省跨区优先发电、保障性收

购新能源、可再生能源调峰机组、二类优先发电机组（水电、核电、

余热余压余气发电等）。从电力交易的角度，优先发电和优先购电排

除在电力交易市场之外，并根据电网的预测和计算作为电力交易的边

界。从未来长期趋势来看，所有电源都要需要陆续进入电力市场进行

交易，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》的指导思想，进入

电力市场的先后顺序应为气电、可调节水电、核电、不可调节水电、

风电及光伏。目前我国优先购电主要包括一产用电，三产中的重要公

用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电，出于公平角度,

短期内这部分用电量可能不会进入电力市场，将仍执行优先购电，那

么相应的还会保持一定规模的优先发电。但由于优先发电和优先购电

规模增长可能出现明显偏差，因此也不排除后续取消优先购电而采取

补贴的方式降低其用电负担的可能。

二、进一步放松中长期和现货市场价格限制

我国目前绝大部分地区对中长期和现货市场价格都执行了限价，普遍

认为主要出于以下几点原因：（1）中长期市场决定了全社会用电成

本的水平，当前能源价格较高如果完全传递到电力市场，可能造成用

电成本大幅上升；（2）我国电力市场制度设置尚处于早期，完全放

松价格限制可能造成价格波动过大；（3）一旦放开限价可能导致部

分电源产生暴利，不符合大众对电力企业公用事业属性的定位。但是

从长期来看，限价如果长期保持，可能从全社会福利的角度会造成损

害；（1）目前价格不仅设上限还设置了下限，如果能源价格大幅下

跌同样缺乏向下调节空间，可能导致全社会用电成本不降反升；（2）

价格限制导致在某些情况下无法如实反应市场供需，难以通过价格信

号有效激发保供或调节能力；（3）限价如果长期限制实际市场供需

的体现，可能导致电力投资意愿下降。

三、辅助服务市场进一步市场化并与现货市场接轨、范围进一步扩大

我国目前辅助服务市场定价机制主要有主管部门直接规定（如南方、

华东）以及有限价的市场化报价（如西北、华北等）等形式。直接规

定的形式优点是机组的目标收益较为明确，但缺点是定价难以准确反

应市场实际需求，可能导致收益率过高或过低。带限价的市场化报价

机制比直接定价更灵活，但也难以完全反应市场需求。因此预计后续

辅助服务市场也会逐渐市场化并逐渐引入专门的辅助服务提供商，且

部分辅助服务将与现货市场一起联合定价或出清，以保证辅助服务市

场准确定价，并引入更多的市场化主体参与使得电力系统更加灵活、

可靠。

四、陆续执行容量电价，并逐渐向容量市场过渡

煤电：煤电仍然是我国目前最主要的电源类型，后续煤电在极端情况

下的保供以及调节方面将发挥重要的作用，我国用电负荷仍将保持一

段时间增长，煤电机组建设需求还在。但后续煤电整体利用小时数逐

渐下降已成趋势，部分机组可能需要改造保持较低出力为新能源让出

发电空间，在低利用小时数下保持合理收益对现有煤电机组稳定运行、

提升新建机组建设意愿都有重要意义。我们预计后续煤电有望陆续实

行容量电价，新能源消纳压力较大以及缺电压力较大的省份有望率先

出台。储能：新型储能也存在给与容量电价的可能性，但与煤电不同，

新型储能能够提供的容量有时间限制（取决于配储时长），因此预计

在获取容量电价时相比于煤电会有所折扣。新能源：理论上来说，新

能源（包括光伏、光热、风电等）也可以提供一定程度的容量（风电

和光伏相对较少，光热相对较多），因此也可以获取容量电价，这在

国外部分地区是被允许的。

五、短期内输配分离可能性较小但交叉补贴问题需要解决

就我国国情来看，虽然2002年电改5号文毙出了“输配分离”的目标，

但从实际执行情况来看，输配分离甚至没有迈出真正的一步。虽然欧

洲的实际情况是输配分离（即分为TSO和DSO）,但目前来我国短

期内实现输配分离的可能性不大。原因有以下几点：（1）我国2015

年后才开始输配电价改革，到目前第三监管周期结束，整体上来看基

本完成了“管住中间”的目标，对电力市场化初步开展已无明显阻碍;

（2）欧洲虽然有大大小小数千家DSO,且其所有制多种多样，但再

小的DSO在其管辖的地域都有排他性，属于垄断性企'也。因此欧洲

对DSO均进行了严格的监管，上中下游一体化经营受到限制，在财

务、管理、法律等儿个层面有严格的约束和要求。（3）在电力市场

充分建立后，电网只需要负责平衡服务以及按实际发生的电量收取输

配电价即可，电力供需均由市场决定，理论上电价高低与电网并无直

接利益关系，且当前较为发达的数字化和互联网技术，让客户、售电

商、发电企业对接十分容易，因此判断输配分离当下并无迫切性需求。

4.电改需改变电费构成影响整个电力产业链的预期收入

电力行业成本向下游传导的方式也至关重要，涉及到电费再分配的问

题。电力行业目前面临的困境不是单纯的电价“高”还是“低”的问题，

而是全社会应该承担的成本如何传导和分摊的问题。短期来看，全社

会每度电电费构成应呈如下变化趋势：（1）传统电源的电量电费呈

上升趋势（燃料成本向下游传导，火电时间价值得到体现）。（2）

清洁电源电费呈上升或平稳趋势（清洁电源电费构成由现在单一的电

量费用分化为电量费用和环境费用，电量费用下降，环境费用上升），

可再生能源发电环节整体受益。（3）容量成本和辅助服务费用呈上

升趋势，主要通过容量电价和辅助服务机制传导。传统电源、储能以

及需求侧资源等都将为此获益。

■21：

电价

WvJHRzj

费用

交易提高效

率刖源用

火电电■增用

目前每度电未来植度电

费用构成费用构成

(4)电改带来的另一大变化便是市场化后的交易环节。从全局来看，

此外由于各种类型的限价、政府定价、优先购用电的存在，使得电力

交易面临太多的边际条件，客观上阻碍了实现全社会最低成本。电改

后摩擦成本降低，使得电力交易本身产生价值，这也将是未来电力系

统各个参与方降低成本并体现差距的重要环节。由此可能带来电力交

易环节兴起，并由比推动更多新业态和新技术的发展。“三新”经济有

望在电力行业大放异彩。我国提出的新产业、新业态、新商业模式的

“三新’经济是从简单投资拉动向