2023我國電力體制改革現狀及未來方向分析報告.pdf

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1、2023 年深度行業分析研究報告 1.著眼當下：我國電力體制改革的現狀.71.1 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 7 1.1.1 中長期市場：形式基本建立 但仍有多方面限制.8 1.1.2 現貨市場：提出較為前瞻 推進速度逐漸加快.11 1.2 輔助服務市場：種類逐漸豐富 費用逐漸向用戶側傳導.14 1.2.1 調峰市場：短期有進一步擴大趨勢.15 1.2.2 調頻市場：電能量市場的重要補充.17 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.19 1.4 輸配電價：歷經三輪監管周期改革 電改道路已經鋪平.21 1.4.1 輸配電價改革始于 0

2、3 年 15 年改革全面加速.21 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.24 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.25 2.他山之石：國外電力市場對國內電改的啟示.272.1 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.27 2.2 平衡市場和輔助服務市場.32 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一.33 3立足國情：國內電改的可能方向.353.1 最艱巨能源轉型之路需要明確的制度促進改革.35 3.2 結合國情 我國電力體制改革的可能方向有哪些.38 4電改需改變電費構成 影響整個電力產業鏈的預期收入.4

3、24.1 交易創造價值 用戶側業務形態愈發豐富.43 4.2 電網是電改重要環節 需要加強各參與方高頻聯動.47 4.2.1 電改推進刺激用電側計量設備需求.47 4.2.2 電網智能化設備.50 4.3 靈活性資源在電改下獲取合理收益有望 從 0 到 1 發展.54 4.4 電力市場化促進降本增效 數智環節值得關注.56 5投資分析意見.57目錄 圖表目錄 圖 1：中長期市場交易機制.8 圖 2：現貨市場交易機制.8 圖 3：廣東省 2022 年省內發電量結構.10 圖 4：廣東省 2022 年中長期市場結構.10 圖 5：我國一產+城鄉居民用電量比例和水電+核電+新能源比例.11 圖 6：

4、我國電能量交易各相關方及作用.13 圖 7：20172019H1 年輔助服務規模及占電費的比重（億元，%）.15 圖 8：2019H1 各機組類型補償及分攤金額（億元）.15 圖 9：我國輸配電價的基本組成.22 圖 10：我國共用網絡輸配電價（省級、區域輸配電價）收取機制.23 圖 11：我國電網分區運行示意圖.26 圖 12：20092022 年我國年發電量和省間輸送電量（億千瓦時）.27 圖 13：歐洲 2025E 年跨國輸電容量.27 圖 14：ENTSO-E 成員國.29 圖 15：歐洲電力市場結構.30 圖 16：平衡市場運行和結算機制.32 圖 17：容量市場拍賣機制.33 圖

5、18：2021 年世界各國發電量比重.35 圖 19：20002021 年德意英發電量及新能源比例(TWh).35 圖 20：新能源轉型對電力系統的要求.36 圖 21：電改后每度電費用構成變化.42 圖 22：潛在新技術實現的可能性及對電力系統帶來的影響.43 圖 23：20162022 年市場化電量交易及占比（億千瓦時）.44 圖 24：綜合能源服務示意圖.45 圖 25：EnergyLabNordhavn 綜合能源系統示意圖.45 圖 26：30 省市一般工商業 10kV 平均尖/峰谷價差（元/kWh）.47 圖 27：22-23 年 1-4 月一般工商業 10kV 尖/峰谷價差（元/k

6、Wh）.47 圖 28：智能用電建設加速.48 圖 29：智能電表在新型電力系統中扮演非常重要的角色.48 圖 30:國電南瑞新一代調度技術支持系統示意圖.50 圖 31：2019 年部分國家戶均停電時間（分鐘）.51 圖 32：配電自動化系統.51 圖 33：傳統電力營銷 VS 市場化電力營銷.52 圖 34：山東電力營銷業務應用系統.52 圖 35：電力營銷的多元化趨勢.53 圖 36：2020 年 3 月 5 日德國電力系統出力曲線（GW）.54 圖 37：2020 年 10 月 1 日15 日德國煤電機組出力曲線.54 表 1：國家發改委 2021 年 10 月 11 日關于進一步深化

7、燃煤發電上網電價市場化改革的通知要點.9 表 2：部分地區 2023 年中長期市場電量比例要求.10 表 3：各地現貨市場推行進度、現貨限價和結算機制比較.12 表 4：輔助服務種類及定義.14 表 5：部分省區火電調峰補償方式異同.16 表 6：各省區有償調峰范圍及補償費用.16 表 7：各地新型儲能參與調峰政策對比.17 表 8：各地新型儲能參與調頻政策對比.18 表 9：各地需求側資源和虛擬電廠參與輔助服務對比.18 表 10：湖南、廣東天然氣發電上網電價.20 表 11：我國實行容量電價政策的機組類型及地區（不完全統計）.20 表 12：建設不同跨國輸電容量對新能源轉型成效的影響.29

8、 表 13：我國和歐洲電網、電力交易機構類比和異同.31 表 14：當前靈活性資源潛力的定性分析.36 表 15：通過長期投資信號保證電力系統充足容量和靈活性.38 表 16：調度自動化市場空間測算.51 表 17：需求側響應在保障供應方面具有明顯成本優勢.55 1.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

9、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

10、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（不含容量電價）五個方向展開。上述五個方向除輔助服務外，

11、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提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），

12、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。

13、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=中長期電量中長期價格+（中長期電量-現貨電量）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?，F貨是實際交割的物理合約，而

14、中長期市場為金融合約，現貨價格會影響中長期市場價格。圖 1：中長期市場交易機制 圖 2：現貨市場交易機制 資料來源：申萬宏源研究 資料來源：申萬宏源研究 1.1.1 中長期市場：形式基本建立 但仍有多方面限制 2016 年底國家發展改革委、國家能源局聯合印發了 電力中長期交易基本規則（暫行），規定了電力中長期交易的品種、周期、方式、價格機制、時序安排、執行、計量結算及合00.20.40.60.811.21357911 13 15 17 19 21 23Q：電量時間（h）年度合約季度合約月度合約日滾動交易中長期合約0.600.650.700.750.800.850.900.951.0013579

15、11 13 15 17 19 21 23Q：電量時間中長期曲線現貨曲線偏差部分根據現貨價格結算 同電量偏差處理、輔助服務等內容，建立了相對完整的電力中長期交易規則。2020 年 6 月，國家發改委、國家能源局印發正式版電力中長期交易基本規則。2016 年以來，我國電力市場化交易比例逐年上升，從全電量口徑來看，2016 年市場化電量占比為 19%，2021年達到 46%。最近一次中長期市場大規模改革源自 2021 年 10 月發布的 1439 號文，彼時受國際能源價格大幅上漲影響，我國煤炭價格也出現了明顯上漲，由于煤電上網電價缺乏調節機制，導致煤電度電成本超過上網電價的兩倍，煤電機組出現全國性現

16、金流虧損，最終引發多省拉閘限電。為此 1439 號文一方面擴大了對于市場交易電價上下浮動范圍，更重要的是要求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。表 1：國家發改委 2021 年 10 月 11 日關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知要點 要點 內容 有序放開全部燃點上網電價 燃煤發電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。擴大市場交易電價浮動范圍 將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%

17、，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。推動工商業用戶都進入市場 各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。避免不合理行政干預 各地對電力用戶和發電企業進入電力市場不得設置不合理門檻，不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規定范圍內的合理浮動不得進行干預 資料來源：政府網站，申萬宏源研究 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 億千瓦時，其中外省送電 1772 億千瓦時，本地電源發電量 5844 億千瓦時，從

18、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

19、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 圖 4：廣東省 2022 年中長期市場結構 資料來源：廣東電力交易中心，申萬宏源研究 資料來源：廣東電力交易中心，申萬宏源研究 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價，并做上下浮動不高于 20%的限制（高耗能不受

20、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。表 2：部分地區 2023 年中長期市場電量比例要求 省份 中長期比例要求 山東 高于前三年用電量平均值的 80%廣東 2023 年直購電約 4900 億千瓦時，年度交易約 3000 億千瓦時 廣西 年度交易高于前一年用電量 70%云南 年度交易高于前一年用電量 80%貴州 不低于前三年平均交易電量的 80%海南 不低于前一年或前三年用電量的 80%山西 全省電力市場交易規模預計 1600 億千瓦時以上 甘肅 不低于前三年簽約電量的 90%浙江 工商業用戶用電量不低于 90%為中長期交易 陜西 不低于上年用電量 80%冀南 年度交

21、易不低于前三年用電量 80%寧夏 年度直接交易占比為前三年用電量的 70%；高耗能不超過 80%新疆 預計全年市場化交易電量 1200 億千瓦時；單用戶年度交易比例不超過 85%北京 高于去年用電量 80%天津 2023 年直接交易暫定 350 億千瓦時 冀北 直接交易規模 830 億千瓦時，工商業不低于前三年用電量 80%福建 不低于上一年度用電量的 80%蒙西 不低于上一年實際發電量 90%江蘇 保障中長期交易電量不低于市場交易總電量 90%54%14%4%17%5%2%4%燃煤燃機水電核電風電太陽能其他燃煤75%燃機20%核電5%安徽 電網企業年度代理購電量不低于 2022 年代理購電量

22、 80%，30 萬千瓦級及以上燃煤發電機組年度雙邊合同電量不低于2022 年全省市場化合同利用小時(不含電網代理購電暫按 3800 小時)的 90%遼寧 原則上至少占用電量 95%以上。河南 全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量 90%湖北 中長期比例不低于前一年用電量 90%蒙東 不低于上一年用電量的 80%吉林 不低于上一年用電量的 80%資料來源：各地電力交易中心，各地政府官網，申萬宏源研究 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

23、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

24、且其余電源的電量占比仍然較低。圖 5：我國一產+城鄉居民用電量比例和水電+核電+新能源比例 資料來源：中電聯，申萬宏源研究 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0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%20122013201420152016201720182019202020212022一產+

25、城鄉居民用電量比例水電、核電、新能源比例 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?，F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

26、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。表 3：各地現貨市場推行進度、現貨限價和結算機制比較 類別 省份 現貨市場進度 現貨限價（元/kwh）現貨結算機制 第一批現貨試點區域 山東 2022 年 1 月進入長周期結算試運行-0.081.5 主動+被動 廣東 2022 年 1 月開啟全年連續結算試運行 2022 年 8 月取消二級限價 中長期全電量結算，現貨偏差結算 四川 2021 年

27、 12 月 26 日，啟動電力現貨市場長周期連續結算試運行 豐水期：0.075-0.253 元/kWh，枯水期市場限價范圍 0.341-0.44 元/kWh。邊際電價，集中競爭、統一優化出清 福建 2020年8月18日,正式轉入不間斷結算試運行 集中競價，邊際出清 蒙西 2022 年 6 月 1 日，啟動連續結算試運行 申報：火電 0.0011.5，新能源 01.5 結算：05 山西 2022 年 3 月，連續結算試運行一周年 上限 1.5 甘肅 2020 年 4 月，完成長周期結算試運行 0.040.65 浙江 2021 年 3 月，長周期試運行開啟 全電量申報、集中優化出清 第二批現貨試點

28、區域 江蘇 2022 年 11 月，第三次結算試運行 申報：0.31.5 出清：0.30.782 安徽 2022 年 4 月，啟動第二次模擬試運行 中長期差價合約+全電量集中優化 湖北 2022 年 11 月，第三次模擬試運行 申報：01 出清：01.5 全電量申報 河南 2022 年 11 月，第一次短周期調電（結算）試運行 申報：01.5 全電量申報、集中優化出清 上海 2022 年 10 月，啟動第三次模擬試運行 申報：01.2 出清：01.5 全電量申報、集中優化出清 遼寧 2023 年 1 月，第一次結算試運行 其他 廣西 2022 年 11 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 無

29、全電量申報、集中優化出清 陜西 2022 年 11 月，啟動模擬試運行 無 冀南 2023 年 2 月，第三次模擬試運行 無 無 寧夏 2022 年 12 月，啟動模擬試運行 無 無 西藏 無 無 無 新疆 無 申報：00.65 出清：00.75 北京 2022 年 4 月，啟動整季度結算試運行 010 天津 無 無 無 冀北 無 無 無 江西 2022 年 11 月，首次模擬試運行 申報：01.5 青海 2023 年 1 月，第一次模擬試運行 申報：0.040.5 集中式市場、全電量競價 蒙東 吉林 重慶 2023 年 3 月，第三次模擬試運行 申報：01.5 出清：01.5 云南 2022

30、 年 7 月，南方區域（云貴廣）啟動不結算試運行 無 全電量申報、集中優化出清 貴州 2022 年 12 月，貴州貴州電力交易中心完成現貨市場三部制調電模擬結算 無 全電量申報、集中優化出清 海南 2022 年 11 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 無 全電量申報、集中優化出清 資料來源：各地電力交易中心，各地政府官網，申萬宏源研究 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

31、束條件，最終形成的交易結果成為電網調度的依據。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%。這意味著電網代購電機制最終將退出歷史舞臺。圖 6：我國電能量交易各相關方及作用 資料

32、來源：申萬宏源研究。注：紅色為電能量流動方向，綠色箭頭為合約方向 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

33、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。表 4：輔助服務種類及定義 種類 定義 調峰 為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停 一次調頻 當電力系統頻率偏離目標頻率時，常規機組通過調速系統的自動反應、新能源和儲能等并網主體通過快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務 二次調頻 并網主體通過自動功率控制技術，包括自動發電控制（AGC）、自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指

34、令，按照一定調節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求 備用 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 指在系統經受擾動時，并網主體根據自身慣量特性提供響應系統頻率變化率的快速正阻尼，阻止系統頻率突變 爬坡 指為應對可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務。自動電壓控制 指利用計算機系統、通信網絡和可調控設備，根據電網實時運行工況在線計算控制策略，自動閉環控制無功和

35、電壓調節設備，以實現合理的無功電壓分布。調相運行 發電機不發出有功功率，只向電網輸送感性無功功率的運行狀態，起到調節系統無功、維持系統電壓水平。無功調節 指發電側并網主體通過遲相運行向電力系統注入無功功率，或進相運行從電力系統吸收無功功率。穩定切機服務 指電力系統發生故障時，穩控裝置正確動作后，發電機組自動與電網解列 穩定切負荷 指電網發生故障時，安全自動裝置正確動作切除部分用戶負荷，確保電力系統安全穩定 黑啟動服務 指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持的情況下，由具備自啟動、自維持或快速切負荷（FCB）能力發電機組或抽水蓄能、新型儲能等所提供的恢復系統供電的服務。資料來源：申萬宏源研究

36、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 7：20172019H1 年輔助服務規模及占電費的比重（億元，%）圖 8：2019H1 各機組類型補償及分攤金額（億元）資料來源：國家能源局，申萬宏源研究 資料來源：國家能源局，申萬宏源研究 短期來看調峰輔助服務規模有進一步

37、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。25.041.727.025.152.35

38、0.129.242.947.46.410.35.50.00%0.50%1.00%1.50%2.00%0.050.0100.0150.0200.02017Q2-Q42018A2019H1調頻調峰備用調壓其他占電費比重（右軸）至于單位電量補償價格，目前華東、南方、華中均采用固定數額補償，而華北、甘肅均采用市場報價（有限值）。表 5：部分省區火電調峰補償方式異同 華東 南方（廣東為例）華北 西北（甘肅為例）補償方式 按電量補償 按電量補償 按電量補償 按容量補償 無償調峰范圍 上海 47%50%70%50%江蘇、安徽 50%浙江 49%福建 60%補償價格形成機制 固定數額 固定數額 市場報價 市場

39、報價 資料來源：各地能監局和能監辦，申萬宏源研究 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

40、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

41、）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。表 6：各省區有償調峰范圍及補償費用 華東 南方（廣東為例）華北 西北（甘肅為例）調峰范圍 補償費用（元/MWh）調峰范圍 補償費用（元/MWh）調峰范圍 報價范圍（元/MWh）調峰范圍 報價范圍（元/MW日）非供熱季/供熱季 第 1 檔 50%60%20 40%50%99 50%70%0300 40%50%010/300 第 2 檔 40%50%40 30%40%792 40%50%0400 35%40%0200/500 第 3 檔 30%40%160 0%30%1188 30

42、%40%0500 30%35%0350/700 第 4 檔 0%30%320 0%30%0600 25%30%0600/1200 第 5 檔 20%25%0800/1600 第 6 檔 15%20%01000/2000 第 7 檔 10%15%01200/2400 第 8 檔 5%10%01500/3000 第 9 檔 0%5%01800/3600 資料來源：各地能監局和能監辦，申萬宏源研究 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

43、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 0300 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。表 7：各地新型儲能參與調峰政策對比 華東 南方（以廣東為例）華北 西北（以甘肅為例）新型儲能能否參與調峰 是 是 未直接規定 是 儲能參與調峰優先級 未明確規定 低于抽水蓄能 最高 補償方式 充電電量補償 充電電量補償 容量補償 補償價格形成機制 固定補償 固定補

44、償 市場報價 補償標準（元/MWh，元/MW日）160 792 0300 資料來源：各地能監局和能監辦，申萬宏源研究 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、備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

45、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。表 8：各地新型儲能參與調頻政策對比 華東 南方（以廣東為例）華北

46、 西北（以甘肅為例）新型儲能能否參與調頻 是 是 是 是 補償基準 積分電量（MWh）積分電量（MWh）調頻里程（MW）調頻里程（MW）計算方式 其中 YAGC=360 元/MW月 積分電量12 元/MWh 日補償費用=調頻里程2.5 元/MW 調頻里程1.5里程報價 里程報價上限 12 元/MW 資料來源：各地能監局和能監辦，申萬宏源研究 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

47、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

48、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側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。表 9：各地需求側資源和虛擬電廠參與輔助服務對比 華東 南方（以廣東為例）華北 西北（以甘肅為例）需求側響應準入門檻（MW）另行規定 30 1 調節能力要求（MW）5 持續時間要求（h）0.5 虛擬電廠準入門檻（MW）30 5 調節

49、能力要求（MW）5 持續時間要求（h）0.5 補償價格形成機制 參與 APC 輔助服務 固定補償 參與 APC 輔助服務 市場報價 削峰價格（元/MWh）其中 YAPC=240 元/MW月 1584 YAPC=10 元/W 01000 填谷價格（元/MWh）792 0500 應急削峰價格（元/MWh）01500 應急填谷價格（元/MWh）0750 資料來源：各地能監局和能監辦，申萬宏源研究 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

50、價權）來彌補收益，這是最為理想的情況。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，保證供電安全是首要目的，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正常停機等）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

51、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，其中容量電價主要體現抽蓄電站保障電力系統安全的價值，彌補固定成本+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

52、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時統籌考慮未來三年新投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，各地對天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。表 10：

53、湖南、廣東天然氣發電上網電價 省份 文件名 機型 利用小時數（小時）電價（元/kWh）備注 湖南 湖南省發改委 關于天然氣調峰發電機組上網電價有關問題的通知 40 萬千瓦及以上調峰機組 1800 0.65 1800 市場交易 廣東 關于調整我省天然氣發電上網電價的通知（粵發改價格2020284 號）9F 及以上 3500 0.605 2021 年廣東發改委關于提高我省天然氣發電上網電價的通知中將除使用澳洲進口合約LNG 電廠外機組統一提高 0.05 元/kWh 3500 0.463 9E 4000 0.63 4000 0.463 6F 及以下 5000 0.64 5000 0.463 資料來源

54、：政府網站，申萬宏源研究 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本質上是用電側為可靠用電購

55、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，因此云南容量電價本質上是一種“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。表 11：我國實行容量電價政策的機組類型及地區（不完全統計）類型 政策文件 細則 受益方 承擔方 抽水蓄能 關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見2021 年 4 月 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

56、核定省級電網輸配電價時統籌考慮未來三年新投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。抽水蓄能電站 用戶 山東火電 山東省電力現貨市場交易規則（試行）2020年 6 月 關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知2022 年 3 月 綜合考慮發電機組類型、投產年限、可用狀態等因素,以容量補償方式補償發電機組固定成本。發電容量補償費用按照省發展改革委核定的容量補償電價向用戶側收取，每月結算一次 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時 0.0991 元（含稅）有可用容量的發電機組 用戶 云南火電 云南省燃煤發電市場化改革

57、實施方案（試行）2022 年 12 月 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%。未自建新型儲能設施、未購買共享儲能服務且未購買燃煤發電系統調節服務的新能源項目上網電價按清潔能源市場交易均價的 90%結算，結算差額資金納入電力成本分擔機制 煤電 新能源 河南燃氣發電 容量電價 35 元/千瓦月 燃氣發電 浙江燃氣發電 省發展改革委關于優化我省天然氣發電上網電價的通知2021 年 9月 9F/9E：302.4 元/千瓦年 6F：571.2 元/千瓦年 6B：394.8 元/千瓦年 上海燃氣 關于我市開展氣電價格聯動調整有關事

58、項的通知2022 年 11 月 調峰機組：37.01 元/千瓦月 熱電聯產：36.50 元/千瓦月 江蘇燃氣 省物價局關于完善天然氣發電上網電價管理的通知2018 年 11 月 調峰機組：28 元/千瓦月 熱電聯產：40 萬級：28 元/千瓦月 20 萬級：32 元/千瓦月 10 萬級：42 元/千瓦月 資料來源：各地政府官網，申萬宏源研究 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正式提上議程是在 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

59、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。2005 年國家發展改革委關于印發電價改革實施辦法的通知，則對國務院的通知進行了細化，將輸配電價分為共用網絡輸配電服務價格、專項服務價格和輔助服務價格。其中共用網絡輸配電服務價又分為區域電網和省級電網，區域電網以共

60、用網絡郵票法統一制定輸電價，省級電網以省價區分電壓等級制定。這也成為了我國目前輸配電價結構的雛形。圖 9：我國輸配電價的基本組成 資料來源：政府文件，申萬宏源研究 輸配電價真正實現全面加速改革則是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，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

61、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

62、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

63、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。比較值得關注的是 2021 年 6 月發改委對于交叉補貼的表態：承認“我國居民電價偏低，工商業電價偏高”，并且指出要“完善居民階梯電價制度，逐步緩解電價交叉補貼”，證明高層對破除交叉補貼的主要思路是利用階梯電價制度變相縮小交叉補貼的額度。圖 10：我國共用網絡輸配電價（省級、區域輸配電價）收取機制 資料來源：申萬宏源研究 1.4.2 第三監管

64、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

65、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

66、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

67、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。此次第三周期輸配電價核定中，不同電壓等級之間的電費差距顯著拉大，交叉補貼大幅減少。以浙江為例，上一輪核價周期中，兩部制電價最高電壓等級 220kV 輸配電價 0.1102元/千瓦時，最低電壓等級 1-10kV 輸配電價 0.1772 元/千瓦時，后者高出前者 60

68、.1%。最新核定的電價中，220kV 輸配電價 0.0688 元/千瓦時，1-10kV 輸配電價 0.126 元/千瓦時，后者高出前者 83%，交叉補貼大幅減少。除此之外，對于兩部制中的容（需）量電價，上一核價周期不缺分電壓等級，此次區分電壓等級，體現為低電壓等級容（需）量電價大幅上漲，高電壓等級下降，整體利好大工業用戶，提高中小用戶成本，進一步減少交叉補貼。而且整體來看，在兩部制電價中，容量電價比重增加、電量電價比重下降，符合當前尖端負荷稀缺、系統調峰壓力加大的趨勢，利好大工業用戶。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

69、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。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

70、）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。

71、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。第三核價周期在理清交叉補貼和成本傳導方面取得實質性進展，為進一步改革打下堅持基礎。在缺電愈演愈烈壓力下，我國以現貨市場為核心的新一輪電改逐步加速，實現邊際定價法下的供需實時出清，賦予電力的時間價值。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

72、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%）。此外由于歷史沿革原因，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

73、 個省級電網，大部分電力的生產和消納均在省內完成。未來隨著電網徹底退出售電市場，以及全國統一電力市場的加速推進，將有助于大幅提高整個電力交易的市場化程度和水平。圖 11：我國電網分區運行示意圖 資料來源：申萬宏源研究 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 4

74、459 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 12：20092022 年我國年發電量和省間輸送電量（億千瓦時）資料來源：Wind，申萬宏源研究。注：中電聯不公布 12 月省間輸送電量，因此年省間輸送總電量為當年 111 月之和，因此實際占比會比圖中略高。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

75、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。圖 13：歐洲 2025E 年跨國輸電容量 0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%14.00%16.00%18.00%20.00%01000020000300004000050000600007000080000900002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20

76、22發電量省間輸送電量占比（右軸）資料來源：ENTSO-E，申萬宏源研究 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（Transmission System Operators，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

77、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（Independent System Operators，獨立系統運營商）來專門負責電力調度。圖 14：ENTSO-E 成員國 資料來源：ENTSO-E，申萬宏源研究 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

78、 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。表 12：建設不同跨國輸電容量對新能源轉型成效的影響 建設不同跨國輸電容量結果 2022 年跨國輸電容量 93GW 2025 年跨國輸電容量 116GW 2030 年 情景 相比 2025 不增加跨國輸電容量 相比2025增加64GW跨國輸電容量 增加的社會效益 每年棄風棄光電量 350 億千瓦時 180 億千瓦時 減少棄風棄光 170 億千瓦時 每年天然氣發電量 3930 億千瓦時 3840 億千瓦時 減少天然氣發電量 90 億千瓦時 每年二氧化碳排放量 3.23 億噸

79、3.09 億噸 減少二氧化碳排放 0.14 億噸 每年發電成本 1040 億歐元 990 億歐元 減少發電成本 50 億歐元 2040 年 情景 相比 2025 不增加跨國輸電容量 相比2025年增加88GW跨國輸電容量 41GW 儲能和 3GW 調峰電源 每年棄風棄光電量 780 億千瓦時 360 億千瓦時 減少棄風棄光 420 億千瓦時 每年天然氣發電量 3660 億千瓦時 2910 億千瓦時 減少天然氣發電量 750 億千瓦時 每年二氧化碳排放量 1.75 億噸 1.45 億噸 減少二氧化碳排放 0.3 億噸 每年發電成本 1320 億歐元 1230 億歐元 減少發電成本 90 億歐元

80、資料來源：ENTSO-E，申萬宏源研究 歐洲電網實行輸配分離的結構。除 TSO外，歐洲還有數千家DSO（Distribution System Operators，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

81、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。2011年，歐盟提出在2014年之前建成歐洲內部統一能源市場（Single Energy Market）的目標，要求各成員國加快輸電網絡等基礎設施的互聯、統一運行規則和技術標準等。隨著歐洲統一電力市場計劃的不斷推進，歐洲開始出現越來越多的電力交易所（Electric Exchange，EEX），促進各國交易融合。目前歐洲已有 20 多家電力交易所，包括：1）最早成立的北歐電力交易所，主要服務北歐、波羅的海沿岸國家，是 13 個歐洲國家指

82、定的電力市場運營商；2）成立于 1998 年的歐洲電力現貨交易所，是目前歐洲最大的電力交易中心，每年交易電量占到全歐洲用電量的近 1/3。圖 15：歐洲電力市場結構 資料來源：EPEX，申萬宏源研究 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。在批發市場外，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（Electricity Balancing，電力平衡）機制。需要

83、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。表 13：我國和歐洲電網、電力交易機構類比和異同 歐洲 中國 區別 電力交易機構 EPEX、Nordic等 電力交易中心 調度機構 ISOs 調度部門 歐洲 ISO 和 TSO 獨立，部分ISO 和 TSO 一體化運營。我國調度和電網一體化運營 輸配電網 TSOs 和 D

84、SOs 110kV 及以下為配電網（類似 DSO），220kV 及以上為輸電網（類似 TSO），歐洲輸電網和配電網分離 我國輸配網均隸屬于電網公司 資料來源：申萬宏源研究 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（BalanceServiceProvider，BSP）和 BRP（Balan

85、ceResponsibilityParty，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：平衡市場運行和結算機制 資料來源：國外典型電力平衡市場的運作模式及其對中國的啟示賀宜恒等，申萬宏源研究 平衡市場將為需求側響應、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（Frequency Containment Reserve）、aFRR（automatic Freque

86、ncy Restoration Reserve）、mFRR（manual Frequency Restoration Reserve）、Voltage Control、Black Start 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。歐洲平衡市場的運行原理與中國調頻輔助服務市場類似，其中比較大的區別在于歐洲鼓勵聚合商參與調頻輔助服務，而中國對于聚合商一般單獨制定輔助服務。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

87、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正?，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

88、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，而供給側較為市場化，而電能量市場兩側都更加市場化。圖 17：容量市場拍賣機制 資料來源：EnergyCentral，申萬宏源研究 英國：容量市場規模由政府確定，然后通過

89、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

90、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（

91、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 圖 19：20002021 年德意英發電量及新能源比例(TWh)資料來源：BP，申萬宏源研究 資料來源：BP，申萬宏源研究 我國新能源轉型伊始便布滿荊棘。2020 年底習總書記提出“3060”雙碳目標，加上陸上風電和陸上光伏陸續平價，新能源建設迎來爆發。但隨后，2021 年初極寒天氣、2021年三季度煤價暴漲、2022 年夏季異常高溫導致我國發生了 10 年來最嚴重的缺電事故，能源安全愈發凸顯。此外，受光伏組件和儲能成本上漲等因素影響，2021

92、 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。中國30.0%美國15.5%日本3.6%德國2.1%英國1.1%印度6.0%法國1.9%加拿大2.3%韓國2.1%意大利1.0%其他34.5%0%

93、10%20%30%40%50%02004006008002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021德國發電量（TWh）英國發電量（TWh）意大利發電量（TWh）德國新能源比例（右軸）英國新能源比例（右軸）意大利新能源比例（右軸）（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。圖 20：新能源轉型對電力系統的要求 資料來源

94、：ENTSO-E，申萬宏源研究 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，且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。表 14：當前靈活性資源潛力的定性分析 類型 資源 解決新能源間歇性 平衡/緩解阻塞能力 穩定性/轉動慣量 電壓控制 可靠性/恢復能力 電源側 化石能源 最終退出 氫能發電 水電、生物質 風電、光伏 用戶側 智能電動車/小型分布式 大型分布式 儲能側 電化學儲能/V2G 超級電容 抽水蓄能 飛輪儲能 液態空氣/壓縮空

95、氣/熱儲能 多能互補 電氫耦合 電熱耦合 電網側 電網互聯（包括高壓直流）電網靈活性（潮流、電壓控制）：大規模推廣潛力較大。：有部分潛力或需要技術進步才能大規模推廣 資料來源：ENTSO-E，申萬宏源研究 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

96、3.8 億千瓦。在過去機制下，煤電廠收入=電價利用小時數發電容量，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；c）探索雙向差價合約機制，避免電價過高

97、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

98、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

99、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。表 15：通過長期投資信號保證電力系統充足容量和靈活性 目的 加快建設全國統一電力市場體系的指導意見具體表述 可再生能源支持機制 綠電合理環境溢價 創新體制機制，開展綠色電力交易試點，以市場化方式發現綠色電力的環境價值，體現綠色電力在交易組織、電網調度等方面的優先地位。引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果。做好綠

100、色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接?？稍偕茉词找娣€定性 建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同 雙向差價合約 無 傳統電源容量價值 容量補償或容量電價機制 引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。電力信息公開透明 電力交易信息公開透明 做好對電力市場信息披露情況的監督和評價 電網長期規劃 統籌可再生能源和常規電源規劃布局，加強全國電力規劃與地方電力規劃、電源規劃與電網規劃、電力規劃與市場建設之間的銜接 資料來源：政府網站，申萬宏源研究 3

101、.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。舊的電力體制已無法適應新的需要，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

102、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 40005000 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。收入端的擴容面臨的核心問題是電價向下游的傳導。目前我國各套電價機制向下游傳導均面臨問題：（1）中長期市場：對中長期價格實行20%的上下限，以及大量的優先購電合同，限制了上游正常的成本支出向下游傳導。（

103、2）現貨市場：現貨市場的限價以及交易規模的限制阻礙了成本傳導。（3）輔助服務市場：此前輔助服務均由發電側承擔，2021 年后政策逐漸轉向用戶側也參與分攤，但老的思路在部分政策制定中仍存在，比如新能源強制配儲、云南火電容量電價政策等。另外，輔助服務不夠市場化也阻礙了輔助服務發揮正常功能。（4）容量電價：容量電價是保證我國海量煤電正常發電和參與調節的有效手段，但出于種種考慮火電容量電價出臺遲遲難以兌現。此外，諸如光熱發電、電化學儲能、生物質發電等電源均有不同程度提供容量的能力，但目前這些電源基本都沒有容量電價，這阻礙了相關資源建設的積極性。（5）輸配電價：輸配電價的核定已經基本完成，存在的主要問題

104、是剩余交叉補貼?；谝陨戏治?，結合國情以及政策文件，我們對后續電力市場的改革具體方向包括：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

105、。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

106、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。下游行業對于電價上漲的承受力本質上并不弱，如果因為擔心漲價導致電源投資不足出現缺電得不償失。另外，目前的限價制度實際上是隱含了對部分用戶的電價

107、補貼，這種暗補形式效率低下，遠不如放開限價后在對部分用戶（比如貧困居民）采取明補。因此長期來看，不論中長期市場還是現貨市場，放開價格限制都是必然趨勢。簡而言之，限價影響實際供需關系的體現，可能反而導致社會平均用電成本上升。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

108、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

109、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。但結合我國國情，預計短期內預計參照氣電或抽蓄以準許收益率的方法給與固定的容量補償方式為主，在這種機制下，新能源預計不會獲取容量電價。而后續有望發展為市場化的容量電價機制。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，

110、雖然 2002 年電改 5 號文提出了“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，屬于壟斷性企業。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、法律等幾個層面有嚴格的

111、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。但是交叉補貼問題可能會嚴重影響到電力市場建設。交叉補貼問題影響了電力交易的正常開展，同時也使得增量配電網和隔墻售電等業務的開展受到限制，而這兩者是引入社會資本參與電力投資以及提高電網利用率、配電網去中心化的重要方式。從社會公平的角度，在電價側進行交叉補貼和對部分用戶采取事后補貼并無根本區別，但對電力交易來說，前者阻礙市場化規模進

112、一步擴大并給交易設置了復雜邊界條件。第三監管周期后高壓對低壓補貼已經開啟破除，工商業對居民的補貼將是下一階段改革的可能方向。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）

113、，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。圖 21：電改后每度電費用構成變化 資料來源：申萬宏源研究。注：本圖只定性反映變化，不包括輸配電價，不考慮燃料價格變化。（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，并由此推動更多

114、新業態和新技術的發展?！叭隆苯洕型陔娏π袠I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創新和效率驅動高質量發展轉型的重要理念，該理念也將隨著電力體制改革的推進從而在電力行業開花結果。首先前面我們提到，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。在沒有提出新能源轉型的背景下，傳統電源不論從成本、可靠性、對電力系統的要求等方面對于新技術有壓倒性的優勢，從而削弱了資本對新技術的投入，進一步減緩了新技術得到應用的可能性。雙碳目標的提出為新技術發展提供了可能，而這一可能直接的推動作用便是電力市場。圖 22：潛在新技術實現的

115、可能性及對電力系統帶來的影響 資料來源：申萬宏源研究 我們認為隨著電力市場改革推進，特別是現貨市場、輔助服務市場充分建立，整個電力系統的業務類型會發生巨大的變化，特別是用電側不再是單一被動的價格接受者，而是會充分利用電力市場規則，主動參與到電力的生產和消費之中，反過來又將進一步促進不同業態的發展以及各類資源的整合和建設，最終形成完整、高效、良性的雙碳產業生態環境。4.1 交易創造價值 用戶側業務形態愈發豐富 電力市場化后，對用戶側帶來的直接沖擊便是用電成本的控制。以往用戶側基本執行目錄電價，唯一的變動只有分時電價，而分時電價在一段時間內相對比較固定，因此用電成本控制相對容易。市場化后一方面電價

116、在不同時段的價值可能拉大且不確定，用戶評估 用電成本的難度增加，另外一方面市場化后用戶通過儲能套利以及參與輔助服務市場獲利成為了可能。一、電力交易業務 電力交易業務是電力市場化最直接收益的業務。由于電力市場的設計復雜，各地交易規則、品種不一，同時也要求對整個電力系統的運行規律有深刻理解，是高度專業化的業務，電力交易決策本身對于電力市場參與者的收益造成較大影響。市場化售電規模有快速擴張潛力。根據中電聯相關數據，2022 年我國市場化交易電量規模達到 5.25 萬億千瓦時，占全社會總用電量的規模已超過 60%，考慮到優先購用電，直觀看起來售電規模增長空間有限。但實際上：（1）我國目前市場化交易電量

117、大部分仍通過電網代理購電，直接購電以及通過售電公司購電比例較低；（2）我國電力現貨市場才開始推廣，雖然各地要求中長期電量占比要達到 70%90%以上，但由于絕大多數省份現貨市場均采用全電量結算，因此實際的現貨交易量可能會接近全社會用電量。以廣東省為例，2022 年全省本地機組發電量 5844 億千瓦時，中長期交易電量 2871 億千瓦時，現貨市場總交易量達 3801 億千瓦時。圖 23：20162022 年市場化電量交易及占比（億千瓦時）資料來源：中電聯、政府工作報告，申萬宏源研究 電力交易業務大規模擴容使得通過電力交易獲益成為可能，需要指出的是這本身并不是一件壞事，因為充分競爭的市場可以讓全

118、社會用電成本降到最低，但這需要專業的交易機構來完成，專業交易機構進而從此獲取收入。理論上來說，參與電力市場的所有相關方（除了電網）都可以直接或間接通過電力交易來獲益。二、綜合能源服務 綜合能源服務是能源轉型發展過程中產生的能源服務新形態。能源整體解決方案服務即為終端客戶提供電、氣、熱、冷等多種能源的綜合解決方案，為客戶提供降低用能成本、提高用能效率的新服務模式。綜合能源服務大體上涵蓋能源傳輸、能源管理、能源生產、能源分配、能源使用等環節，通過建設分布式電源、儲能、熱能、天然氣等設施，根據各0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%010000

119、20000300004000050000600007000080000900001000002016201720182019202020212022全社會用電量市場化交易電量占比（右軸）類能源自身特性，實現多能互補，并與外部能源供應商形成有效聯動，產生節約用能費用，提高用能效率的作用。其中電力是綜合能源服務的核心。圖 24：綜合能源服務示意圖 資料來源：申萬宏源研究 綜合能源系統在國內外已有實際應用。國內外近些年一直在探索致力于能源轉型的綜合能源服務技術和模式。如德國 EUREFCampus，整個園區幾乎所有能源均由風、光、地熱、沼氣等可再生能源提供，通過智能微電網系統、超低能耗建筑、基于物聯

120、網的控制技術等，實現可再生能源高效利用、電動汽車智能充放電、冷熱儲能靈活轉換及多種能源便捷交易等功能。丹麥 EnergyLabNordhavn 則是以電熱互聯為基礎的綜合能源管理系統，通過區域內大型熱電聯產設備、各類熱泵、大型電儲能與蓄熱設備、電動汽車、具有儲能功能的電加熱器的靈活性來源，優化協調區域內電網、熱網的運行。而日本晴海奧運村則是以氫能源為主體的綜合能源項目，由地下輸氫管道將氫氣送往各區。圖 25：EnergyLabNordhavn 綜合能源系統示意圖 資料來源：國網能研院，申萬宏源研究 從綜合能源服務的定義、目的、方法等方面分析，很顯然，要充分發揮綜合能源服務的優勢，需要以下前提：

121、需要能夠提供給用戶足夠的經濟效益。綜合能源服務的根本目的是降低用戶用能成本，提高用戶用能效率。綜合能源服務相比于傳統能源服務，需要更多的設備和投資，更復雜的用能系統，因此只有帶來足夠的經濟效益才能充分激發用戶需求。需要分布式可再生電源、儲能等技術的支持。分布式可再生電源和儲能技術是綜合能源服務的核心技術之一。分布式可再生電源靠近負荷，輸電成本低且利于消納，可有效降低用戶的用能成本。儲能一方面可以平抑分布式可再生電源出力不穩定，另一方面可以通過峰谷電價差套利、備用電源、容量費用管理等作用為客戶提供價值。分布式可再生電源與儲能的有機結合能提高用電效率，減少客戶電費支出。需要市場化的電力及碳交易環境

122、。電力和碳排放市場化是綜合能源服務的重要前提，綜合能源管理系統用能方式相比于傳統能源更為復雜，只有通過市場化交易才能對其進行準確定價，挖掘綜合能源服務的價值，支撐多元化的商業模式。此外，隨著我國及全球對碳排放指標管控愈發嚴格，碳交易作為控制碳排放的重要手段，在用戶用能過程中將占據重要地位，充分市場化的碳交易可有效發揮可再生能源的優勢。由此可見電力市場是推動綜合能源服務的首要前提之一。而且與歐美發達國家相比，我國的新能源建設和綜合能源服務還處于較為低級別的狀態，因此初期的綜合能源服務可能更多會在純電力業務中發展。三、工商業儲能業務 工商業儲能是用戶側參與電力市場的重要工具。短期來看，工商業側峰谷

123、價差逐漸拉大，工商業儲能已初步具備經濟性。2021 年 7 月 26 日，國家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知，各省響應出臺拉大峰谷價差。全國 30 省市平均峰谷價差由 2021年的 0.62 元/kWh 增長至 2022 年 0.70 元/kWh。自 2023 年以來，峰谷價差進一步拉大，全國 30 省份 1-4 月平均峰谷價差達 0.78/0.75/0.72/0.69 元/kWh。除 4 月以外，1-3 月峰谷價差較 2022 年均有所上漲。圖 26：30 省市一般工商業 10kV 平均尖/峰谷價差（元/kWh）圖 27：22-23 年 1-4 月一般工商業 10kV 尖/峰谷價

124、差（元/kWh）資料來源：各省發改委，CNESA，申萬宏源研究 資料來源：各省發改委，CNESA，申萬宏源研究 長期來看，新能源比例大幅增加必然導致局部地區高峰時段用電緊張，備電焦慮助長工商業儲能需求。2021 年全國多地出現拉閘限電現象，電力雖占大多數行業成本比重不高，但停電限電將直接導致企業停產。引發而來的除停工時造成的經濟損失外，更有啟停效率、成本等多種不利于生產的因素。因此以高耗能企業為代表的工商業用戶具有備電需求。而儲能系統可在停電或限電時可替代 UPS 電源實現備電，若疊加分布式光伏，則可實現電的自發自用，盡可能減少突發停電造成的經濟損失。有序用電逐漸轉變為市場化機制，工商業儲能有

125、更大發揮空間。2021 年發改委推動工商業用戶全部進入電力市場，取消工商業目錄銷售電價，對暫未從電力市場直接購電的工商業用戶由電網企業代理購電。過往有序用電機制將逐步轉變為市場化機制，并衍生出需求側響應等需求。2022 年 2 月關于完善能源綠色低碳轉型體制和政策措施的意見指出通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織參與需求響應，支持用戶側儲能、分布式發電等用戶側可調節資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統運行調節；支持儲能和負荷聚合商等新興市場主體獨立參與電力交易。4.2 電網是電改重要環節 需要加強各參與方高頻聯動 4.2.1 電改推進刺激用電側計量設備需

126、求 用戶側潛力激發同時也帶來了用電側智能用電設備的需求。多種業務形態的出現同時也需要相應的軟硬件支持，電力市場本質是對電能數據的收集、處理和控制管理。未來看，0.500.550.600.650.700.750.802022年1月2022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年1月2023年2月2023年3月2023年4月0.70 0.69 0.70 0.71 0.78 0.75 0.72 0.69 0.620.640.660.680.70.720.740.760.780.8

127、1月2月3月4月2022年2023年 在用電信息采集、能耗管理、營銷平臺、智能電表，終端繳費等方面有明顯需求，實現傳統的“源隨荷動”向新型“源荷互動”模式轉變。圖 28：智能用電建設加速 資料來源：國家電網，申萬宏源研究 一、計量設備：主要是智能電表和用電信息采集設備，對用電信息的精確計量和采集是推進電力市場的基礎條件。智能電表是電力市場建設推進的核心量測及感知元件。對于過去的傳統電網，電力用戶電價相對單一，且只從電網中單向接收電能，因此對電表等計量設備的要求較低。但隨著配電網中分布式電源、儲能以及充電樁等設備大量進入配電網，以及大量工商業用戶進入到電力市場以及綜合能源管理等新業務形態逐漸涌現

128、，以往傳統的電表已無法滿足這樣的變化，電表急需換代升級。新一代智能電表除了用于原始電能數據采集、計量外，更重要的是為用戶提供更詳細的用電信息，幫助電力供應商了解用戶需求，推動電力市場價格體系改革。是建設智能電網、電力物聯網、數字電網的核心終端設備。對于電網公司來說，也可以加快檢測、排除故障，強化電網管控。圖 29：智能電表在新型電力系統中扮演非常重要的角色 資料來源：南方電網，申萬宏源研究 2020 年國南網發布智能物聯電能表、智能網關終端技術規范，將電表分為智能電能表（在 2013 版智能電表基礎上設計，以下簡稱電能表）與智能物聯電能表（以下簡稱物聯表，本質上是電能表高配表型）兩類。新標準中

129、電能表向 IR46 靠攏，物聯表完全適應 IR46。IR46標準與我國現行標準的主要區別在于 IR46 架構采用多芯模組化設計，包括計量芯模塊、管理芯模塊、上行通信模塊、擴展模塊等，在計量誤差要求、功率因素、環境適應性、諧波影響、負載平衡等方面均有更高要求。新版智能電表標準發布后還是以部分采用 IR46 的電能表為主，2020、2021、2022年國網招標的物聯表分別為 1.95、13.05 和 137 萬只，占整體招標量的比例還很低。目前我國還處于舊標準到 IR46 標準的過渡階段，在電改推動下物聯表的比例有望快速上升。二、充電樁：大力發展電動車不僅是我國重大的產業和能源戰略，同時也是達成碳

130、中和的重要方式之一，電動車大規模鋪開的一大重要前提便是充足的充電樁建設。目前很多老舊小區裝設充電樁已面臨困難，主要原因之一便是老舊小區供電線路容量不足。據上海交警發布的信息，2022 年上海市機動車保有量 537 萬輛，其中新能源汽車 94.5萬輛。假設到 2025 年上海汽車保有量 550 萬輛，新能源汽車滲透率提高到 25%，車樁比2：1，其中 20%為 100kW 高壓快充，80%為 7kW 交流充電樁，總的充電功率將高達 1760萬千瓦，即使只考慮 50%的同時充電率，則總充電功率也將達到 880 萬千瓦，相當于近13 臺 60 萬千瓦級火電機組的功率。而 2022 年上海最高用電負荷

131、約 3000 萬千瓦，充電樁給電力系統帶來的壓力已不可小覷。而如果電改充分推進，前文所述的光儲充、虛擬電廠等業務興起，就有希望引導絕大多數電動汽車錯峰充電，不僅降低電網壓力、進一步降低電動車充電費用，更有希望利用充電的靈活性，通過虛擬電廠參與輔助服務獲取一定收益。4.2.2 電網智能化設備 電改對電網的智能化水平也將提出更高的要求，電力市場化背景下絕大部分電能量都由電力市場決定，整個電力系統的運行需要電力市場和電網緊密配合，才能在經濟性和安全性兩方面達到最優。一、調度自動化：調度自動化系統需要升級改造。未來隨著分布式能源和電化學儲能大規模接入、源荷界面逐漸模糊，電力系統的復雜程度呈幾何級數上升

132、，傳統的電力系統調度方式已經處理如此龐大的信息和調度指令，電力系統智能化水平要求大大上升，調度自動化系統有望迎來整體升級。公司研制的具有“智能、安全、開放、共享”特征的新一代調度技術支持系統正在電網試點項目中逐步應用。圖 30:國電南瑞新一代調度技術支持系統示意圖 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 調度自動化市場較為穩定，但隨著電改更新周期有望加快。我國調度系統分為國調、網調、省調、地調、縣調五級，分管不同區域的電力調度，每個調度中心都有一套調度自動化系統。根據國電南瑞公開信息，調度自動化系統每 810 年更新換代一次，隨著新型電力系統構建加速，調度自動化系統更新速度有望提高。地調及以上調度自

133、動化為高度專業化設備，行業集中度較高。主要為國電南瑞、積成電子、東方電子等，競爭格局較為穩定?？h調市場規模最大，但競爭激烈，產品同質化嚴重。未來隨著新型電力系統的構建，縣調自動化系統的要求和技術水平會逐漸提高，市場份額有望向頭部供應商集中。我們測算調度自動化每年市場空間約 31.4 億。表 16：調度自動化市場空間測算 級別 負責區域 數量 預計更新年限 系統單價（萬元）年均市場規模（萬元）國調 區域間調度，主要為直流和特高壓交流 1 8 8000 1000 網調 區域內省間調度，主要為 500kV 和 750kV 網架(西北)6 8 6000 4500 省調 省內跨市調度 31 8 6000

134、 23250 地調 市域內調度 334 8 2500 104375 縣調 縣域內調度 2900 8 500 181250 總計 314375 資料來源：申萬宏源研究 二、配網智能化：配電網是未來電網變化最大的環節之一。三大因素疊加，對配電網造成巨大壓力，配電網堅強程度決定了我國能源體系的安全：（1）分布式電源迎來高速發展，直接在配電網內部消納。（2）我國配電網的可靠性和智能化水平還比較落后。我國 2019 年戶均停電時間高達 823 分鐘，分別是英國和德國的 59 倍和 23 倍。（3）終端用能比例上升會帶來另一個突出問題：用電設備種類多樣化導致配網電能質量下降。更加復雜的拓撲結構、種類更豐富

135、的用電設備、潮流雙向化導致配網的控制、保護策略愈加復雜，目前的配網控制保護已經難以滿足要求，急需升級改造。中短期內我國配電網建設還是以充分布局自動化設備以及設備智能感知和用電數據監測為主，其中配電自動化系統是核心。南方電網提出要全面推進以故障自愈為方向的配電自動化建設，有效實現配網狀態監測、故障快速定位、故障自動隔離和網絡重構自愈。逐步延伸自動化覆蓋面，推進智能配電站、智能開關站、臺架變智能臺區建設，推進微電網建設，推廣應用智能網關，開展配電網柔性化建設。圖 31：2019 年部分國家戶均停電時間（分鐘）圖 32：配電自動化系統 資料來源：國網能研院，申萬宏源研究 資料來源：國電南瑞官網，申萬

136、宏源研究 “十四五”配電網投資繼續加大，有望超 1.5 萬億?！笆濉逼陂g，配網投資總額近 1.5 萬億元，較“十二五”期間同比增長 55%，占全國電網完成投資額的 57%。根據電網公司規劃“十四五”期間，南方電網規劃投資 6700 億元，其中配電網規劃投資 3200 億元；國家電網投資規模約為 3500 億美元（約合 2.23 萬億元），預計配電網投資至少超過50%，為 1.1 萬億元，加上地區電網公司，預計“十四五”配電網投資有望超 1.5 萬億元。配網投資傾向于二次設備，這是配網自動化的關鍵。一次設備中如配網變壓器，2015-2018 年因農網改造和變壓器節能改造，招標量保持較高水平，

137、之后兩年隨之下滑。2015 年開始二次設備招標量不斷增長，如 TTU 在 2019-2020 年招標放量。三、電網營銷系統：電力商品屬性逐漸還原，電力營銷刻不容緩。隨著我國電力市場的不斷開放，電網企業單一的售電主體地位被打破，售電側出現越來越多的競爭者。電力的商品屬性正在被逐漸還原，“供需決定價格，價格引導供需”，面對越來越多的電力賣家，消費者擁有了更多的選擇空間。對于電網企業而言，立足企業經營角度，面向市場為消費者提供多元的、可靠的能源產品和能源服務，實現始于消費者需求并終于消費者滿意，借助數字化手段進行電力市場化營銷成為一種必然選擇。一般而言，電力營銷系統涵蓋客戶服務、抄表管理、電費核算、

138、業擴管理、計量管理、售電業務、線損管理、用電檢查、檔案管理、輔助分析與決策等模塊。圖 33：傳統電力營銷 VS 市場化電力營銷 圖 34：山東電力營銷業務應用系統 82313.929122535.20100200300400500600700800900中國德國美國日本英國 資料來源：朗新研究院，申萬宏源研究 資料來源：公司官網，申萬宏源研究 電力營銷 2.0 亟待更新。隨著智能電網技術、互動服務技術的發展，以及大用戶直購電、分布式新能源上網、階梯電價等政策的推行，電網公司在售電側的技術發展將會朝著智能、互動、實時感知的方向發展，將會帶來市場業務模式、用戶用電方式等方面的改變。電力營銷系統 1

139、.0 在互動服務、新能源接入等方面已不能適應電網公司的新需求，電力營銷系統 2.0 進一步實現電力營銷業務的業務處理自動化、采集控制實時化、客戶服務互動化需求，基于新的技術平臺，結合物聯網、云計算、地理信息系統與空間定位、大數據存儲與管理、大數據分析與挖掘等技術，將從互動服務、電動汽車用電管理、分布式電源與儲能管理、客戶用能服務、智能量測管理等方面進行全面升級。圖 35：電力營銷的多元化趨勢 資料來源：朗新研究院，申萬宏源研究 4.3 靈活性資源在電改下獲取合理收益有望 從 0 到 1 發展 一、煤電靈活性改造 煤電是當前潛力最大的靈活性資源之一。截止 2022 年底我國煤電裝機已突破 12

140、億千瓦，后續仍將保持一定規模的建設。但我國煤電靈活性較差，純凝機組不經過改造最低出力一般只有額定容量的 50%左右，熱電聯產機組在供熱期則更差。如果通過改造將最低出力降低至 25%則可以釋放出僅 5 億千瓦調節能力，大約相當于 250GW 抽水蓄能，是現存抽蓄調節能力的 5 倍。德國 2021 年煤電利用小時數 3664 小時，其中硬煤 4980 小時，褐煤 2346 小時，中國 2022 年利用小時數達到近 4700 小時，仍有進一步下降空間；（2）以日內波動來看，德國 2020 年 3 月 5 日晚間風電出力大幅增加，從午間約 7GW 大幅增加至晚間超過 28GW，硬煤發電迅速從最高 10

141、.7GW 調減至不足 3GW，日內壓低負荷到30%以下，為新能源消納做出巨大貢獻。圖 36：2020 年 3 月 5 日德國電力系統出力曲線（GW）圖 37：2020 年 10 月 1 日15 日德國煤電機組出力曲線 資料來源：Fraunhofer，申萬宏源研究 資料來源：Fraunhofer，申萬宏源研究 煤電靈活性改造不及預期主要就是受制于沒有良好的收益機制。我國從十三五就開始著手進行煤電靈活性改造工作。國家能源局電力十三五規劃中計劃十三五末熱電聯產機組和常規煤電靈活性改造規模分別達到1.33億千瓦和8600萬千瓦，但根據中電聯數據，截至 2019 年僅完成 5775 萬千瓦，不及規劃目標

142、的 27%。主要原因是深度調峰輔助服務補償標準偏低，已完成的改造項目收益不及預期，影響了系統調節能力的進一步釋放。2021 年 11 月，國家能源局發布關于開展全國煤電機組改造升級的通知，提出十四五期間將完成：（1）存量煤電機組靈活性改造應改盡改，完成改造 2 億千瓦，增加系統調節性能力 30004000 萬千瓦（相當于增加 15%20%調節能力）；（2）實現靈活性0102030405060708012:00 AM1:15 AM2:30 AM3:45 AM5:00 AM6:15 AM7:30 AM8:45 AM10:00 AM11:15 AM12:30 PM1:45 PM3:00 PM4:15

143、 PM5:30 PM6:45 PM8:00 PM9:15 PM10:30 PM11:45 PM褐煤硬煤風電光伏其他024681012140:1515:156:1521:1512:153:1518:159:150:1515:156:1521:1512:153:1518:159:150:1515:156:1521:1512:153:1518:159:1510.1 10.310.5 10.7 10.9 10.11 10.13 10.15 制造規模 1.5 億千瓦，新建機組純凝工況調峰能力達到 35%額定負荷，供熱期達到 40%額定負荷。但由于相關收益機制并未配套出臺，因此煤電靈活性改造的當前進度仍低

144、于規劃。電力市場的建設為靈活性資源的建設提供了土壤。目前來看，輔助服務市場、現貨市場和容量電價均有可能極大促進靈活性改造的開展。（1）輔助服務市場：目前各地“兩個細則”均不同程度提高了煤電深度調峰補償的標準，此外各地均不同程度地將煤電調峰補償費用從“發電側完全承擔”轉變為“發電側和用戶側共同承擔”，這對于靈活性改造和靈活性制造的開展均有積極意義。（2）現貨市場：與輔助服務給煤電補償不同，現貨市場主要通過新能源大發時段的低電價逼迫煤電降低出力進而讓煤電廠自發進行靈活性改造。（3）容量電價：也可以通過給煤電真正意義上的容量電價來促進靈活性改造的開展。二、聚合商和虛擬電廠 在第三產業和城鄉居民用電比

145、例逐漸上升的背景下，“尖峰負荷”問題凸顯。尖峰負荷具有短時波動較大、持續時間較短等特點。如果僅為保證尖峰負荷配套電源和電網建設，投資規模過大、效率過低。因此削減短時尖峰負荷從全社會角度來看是最經濟的解決方法。過去的“有序用電”“拉閘限電”本質上也是對需求側進行管理，但這種方式過于簡單粗暴。表 17：需求側響應在保障供應方面具有明顯成本優勢 方案 電力供應保障方案（尖峰負荷 500 萬千瓦，持續 100 小時）年化成本（億元）方案一 需求側響應容量 270 萬千瓦+延壽煤電 230 萬千瓦 3.25 方案二 需求響應容量 170 萬千瓦+延壽煤電 230 萬千瓦+抽蓄 100 萬千瓦 7.06

146、方案三 需求側響應 100 萬千瓦+延壽煤電 200 萬千瓦+抽蓄 200 萬千瓦+氣電 46 萬千瓦+儲能 54 萬千瓦 10.61 方案四 需求側響應容量 100 萬千瓦+延壽煤電 200 萬千瓦+抽水蓄能 100 萬千瓦+自備電廠參與 100萬千瓦 7.06 方案五 新建燃煤機組 500 萬千瓦 17.55 資料來源：中國電力安全經濟性分析和保障路徑研究，申萬宏源研究 除了大工業用戶可以與電力公司簽訂需求側響應協議外，小用電客戶也可以通過聚合商的形式統一參與到電力系統運行中，通過調低或調高負荷來響應電力系統需求，這便是虛擬電廠的概念。從本質上來說，聚合商參與的是調頻輔助服務市場，但當前我

147、國部分地區為聚合商單獨制定收益和結算機制。圖 18：虛擬電廠結構示意圖 資料來源：虛擬電廠技術特征內涵與發展現狀概述，申萬宏源研究 4.4 電力市場化促進降本增效 數智環節值得關注 目前我國大多數電價的制定均遵循準許收益率法，該原則適用于成本穩定、供給結構單一（不存在重大技術變革）和需求預期穩定（經濟處于穩定上升期）的情況，更適合城市燃氣、污水處理、垃圾焚燒等其他公用事業領域，對于電力行業來說難以形成技術、降本方面的有效正向激勵。但在市場化定價機制下，由于節點邊際定價模式的存在，高效低成本機組相比于同一市場其他機組，必然可以獲取超額收益，因此可以形成技術和降本方面的正向激勵。此外，粗略估計在雙碳約束下全社會用電量擴容 34 倍，風電光伏提供相同發電量所需要的電力裝機量是煤電的約 3 倍，風電光伏單體電站容量僅為火電的約 1/10（隨著分布式大規模發展這一比例可能還會降低），因此相比于非雙碳約束，雙碳約束下的發電單元數量可能最終增加近 100 倍。因此未來電源側的一大顯著變化便是電站小型化、分散化，數量顯著上升，電站運維管理難度和成本也大幅上升。需要更加智能化的方式對電站進行遠程、集中式運維管理，從而降低運維成本、提升管理效率。電源側建設規模同樣大幅上升，電力設計、建設、采購等環節也需要更加高效智能，而且需要與后續運行等環節打通，從而實現電力工廠全壽命周期的智能化管理。