电力行业深度报告：电改的现在与未来，目前的形势和我们的任务

1.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(不含容量电价)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提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×中长期价格+(中长期电量-现货电量)×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。

　　1.1.1 中长期市场：形式基本建立 但仍有多方面限制

　　2016 年底国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》， 规定了电力中长期交易的品种、周期、方式、价格机制、时序安排、执行、计量结算及合同电量偏差处理、辅助服务等内容，建立了相对完整的电力中长期交易规则。2020 年 6 月， 国家发改委、国家能源局印发正式版《电力中长期交易基本规则》。2016 年以来，我国电 力市场化交易比例逐年上升，从全电量口径来看，2016 年市场化电量占比为 19%，2021 年达到 46%。 最近一次中长期市场大规模改革源自 2021 年 10 月发布的 1439 号文，彼时受国际能 源价格大幅上涨影响，我国煤炭价格也出现了明显上涨，由于煤电上网电价缺乏调节机制， 导致煤电度电成本超过上网电价的两倍，煤电机组出现全国性现金流亏损，最终引发多省 拉闸限电。为此 1439 号文一方面扩大了对于市场交易电价上下浮动范围，更重要的是要求 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 亿千瓦时，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%。

　　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价，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。