（报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、邹佩轩、戴映炘）
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。
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。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%。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。
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、 备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。
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侧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。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，保证供电安全是首要目的， 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正常停机等）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，其中容量电价主要体现抽蓄电 站保障电力系统安全的价值，弥补固定成本+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 电网输配电价时统筹考虑未来三年新投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， 各地对天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本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，因此云南容量电价本质上是一种“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正式提上议程是在 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。
输配电价真正实现全面加速改革则是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，《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
