【五矿证券】电力体制改革深度解析：电力钟声系列1：新能源消纳加速改革，电力行业万亿市场机会在哪？.pdf

2024-02-05

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1 碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革

我们正处在新一轮能源革命的开端

第一次能源革命始于远古时代的钻木取火，人类从此告别愚昧，从原始文明迈向农业文明；第二次能源革命开始于 18 世纪 60 年代，瓦特发明蒸汽机标志着人类从“薪柴时代”进入“蒸汽时代”，对煤炭的利用带来了人类的第一次工业革命以及生产力水平的跃升，人类从此进入化石能源时代，后续内燃机的发明及天然气勘探运输的突破又继续推动了从煤炭转向石油天然气的能源结构转变；第三次能源革命则来自人类对电能的利用，1831 年英国科学家法拉第发现电磁感应现象，发明了第一台发电机，1879 年爱迪生发明了碳丝电灯，1882 年德普勒首次实现远距离输电，爱迪生在纽约建成了第一座发电站，同年中国第一台 12 千瓦发电机将 15 盏灯在外滩点亮，电力的普及推动人类进入第二次工业革命，电气时代社会生产力和人类文明达到了前所未有的高度。如今我们正处在第四次能源革命起步阶段，为了实现人类社会能源可持续供应和应对全球气候变化的目标，在这一阶段，光伏风电等可再生能源将成为主体，将逐步替代传统化石能源，低碳清洁化、高度电气化、智能互联化是本轮能源转型的主要特征。

人类共同的目标——碳中和

最早关于新一轮能源革命的讨论来自上世纪末，由于社会经济发展对化石能源过度依赖，能源资源面临逐渐枯竭的危险，同时大量碳排放也导致温室效应日益加重，极端天气频发，国际社会一致认为需要采取紧迫且强有力的国际合作以应对气候变化。1992 年世界上第一个应对全球变暖的国际公约《联合国气候变化框架公约》诞生，1997 年联合国气候变化大会COP3 通过的《京都议定书》是人类历史上首次以法规形式限制温室气体排放，2015 年 COP25 通过的《巴黎协定》则为 2020 年后全球应对气候变化行动作出安排，并设定了本世纪下半叶全球实现净零排放*的目标。中国作为全世界最大的发展中国家，也是碳排放最多的国家，习近平总书记在 2020 年 9 月联合国大会一般性辩论上就中国碳达峰碳中和目标向国际社会作出了庄严承诺，中国将力争二氧化碳净排放量于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。纵观全球各国碳中和目标，大多数西方发达国家在 20 世纪 90 年代碳排放就已经达到峰值，到 2050 年实现碳中和有 50-70 年过渡期，而中国需要在 30 年内实现“达峰-中和”的宏伟目标，时间紧任务重，意味着中国低碳转型力度将远超其他国家。

挑战与机遇并存，中国全面响应碳中和的底层逻辑是什么？一是积极应对气候变化。的确工业革命以来的人类活动导致地球气温异常地快速上升，这已经是主流科学界的共识，根据美联储全球化研究所，若不采取气候行动，到 2100 年全球气温将上升 3.7℃，届时全球年度人均 GDP 可能会损失 7.2%，意味着如果放任全球变暖，本世纪末的人类每年都要面对严重的经济损失。二是争取全球气候治理话语权。中国在应对气候变化方面，在全球树立了负责任的大国形象，特别是对发展中国家起到了很大的示范作用。反观西方国家早在 09 年哥本哈根 COP15 承诺的 2020 年之前每年向发展中国家提供至少 1000 亿美元气候援助，却至今没有完全兑现。中国在全球气候治理中的角色，正在从参与者到贡献者再到引领者转变。最重要的是，实现能源自主可控。另一方面坚定推动碳中和转型也是出于对中国能源安全的考量，在国际形势风云突变的背景下，中国作为制造业大国，要发展实体经济，必须实现能源自主可控。2023 年中国石油对外依存度超过国际公认的 50%的安全警戒线，达到 70%以上，天然气对外依存度超过 40%。能源低碳转型不仅是中国的大国担当体现，更是调整能源结构的历史契机，所以碳中和最核心的底层逻辑是“能源的饭碗必须端在自己手里”。

实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军

能源是国民经济发展的命脉，也是中国二氧化碳排放的主要来源，2020 年中国能源燃烧产生的二氧化碳排放量占全社会总排放量约 87%。分行业看，电力热力行业二氧化碳排放量占比最高，2021 年占比约 51%。2022 年中国终端电气化率约 26.9%，未来随着电气化率的增长，电力行业对中国碳排放总量的影响将不断提升。可见在双碳目标的实现进程中，降低电力系统碳排放，新型电力系统建设是重中之重。

高比例新能源电力系统建设，赋予电力体制改革新的使命

新型电力系统最显著的特征在于电源侧新能源对化石能源的大规模替代，2022 年中国风光合计装机容量和发电量占比分为 29.6%和 13.4%，到 2060 年新能源将成为发电主体，我们测算届时中国风光合计装机容量和发电量占比将分别达到 74.8%和 63.7%。想要实现这一目标，电力工业在投资、生产、运输、消费、监管等环节的体制机制都需要发生根本性变革，正所谓“实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革”。

电力体制改革不仅要“分好蛋糕”更要“做大蛋糕”

2023 年中国全社会用电量约 9.2 万亿 kWh，假设终端电价为 0.6 元/kWh，那么中国每年电力消费市场规模约 5.5 万亿元。电力体制尤其是电价机制关系到“发输配售用储”各环节相关主体如何参与投资、回收准许成本以及获取合理收益，但电改不能只是为了实现存量分配的优化。理想的电力体制应该将“有为政府”与“有效市场”相结合，在确保电力可靠供应和系统安全稳定运行的基础上，通过资源优化配置、激励科研创新、推动产业发展等方式做出增量贡献，实现全社会效益最大化，以最低的社会经济成本推进能源转型。同时，2023 年全球发电量约 28.4 万亿 kWh，假设全球平均电价为 1.0 元/kWh，那么全球每年电力消费市场规模约 28.4 万亿元。如今中国已在许多新能源细分领域构建了全球竞争力，例如中国光伏组件产量已连续 16 年位居全球首位，多晶硅、硅片、电池片、组件等产量产能的全球占比均达 80%以上，未来中国不仅有能力将自己的“蛋糕”做大，更有能力成为领导者将全球的“蛋糕”做大。

2 从何而来——电力体制改革的历史

西方电力体制经历了国有化到市场化的转变

早期自由竞争时代（1880 年代-1920 年代）

从1882年爱迪生在纽约曼哈顿投建的人类第一座发电厂点亮包括JP 摩根办公室在内的400 盏电灯开始，世界电力工业走过了 140 余年发展历程。早期的电力工业是充满竞争的，以美国为例，19 世纪末出现了大量规模分散的电力公司，当时主要用电负荷为电力牵引机车和夜间照明，由于负荷单一、规模较小，各发电厂负荷率普遍较低，导致电价很高，电力普遍被当成一种的奢侈品。

政府管制时代（1930 年代-1960 年代）

集中发电和电网联合运行可以减少重复投资，实现效率最大化，这一阶段大量小型电力公司开始整合为全国性或地区性的电力集团。在 19 世纪 30 年代凯恩斯经济学成为主流后，考虑到电力行业的自然垄断*属性，为了防止垄断权的滥用，政府开始介入电力工业，要么直接参与投资，要么收归国有，要么采取强监管下的特许经营模式。

全面市场化时代（1970 年代-至今）

石油危机后，监管模式的弊端开始显现，电价调整滞后、过度投资等问题引发消费者对垄断体制的不满，以 1978 年美国推出《公用事业监管政策法》为标志，全球掀起了电力市场化改革的浪潮，此后私有化、市场化、放松管制、引入竞争成为各国电力体制改革的主旋律。从上世纪 70 年代理论准备，80 年代技术实践，90 年代深入推进，到 00 年代体系完善，西方的电力市场建设经历了 30 余年历程，并且遭遇了美国加州电力危机和美加大停电等波折。虽然全球电力市场发展到今天已经形成了成熟的理论体系和美国 PJM、北欧、德国电力市场等标杆模式，但面对新一轮能源革命，可预见的是未来全球电力体制仍然需要继续改革和进化。

中国电力发展史是一部不断改革创新的历史

计划经济阶段（1949 年-1978 年）：国家所有，中央统管

计划经济阶段，作为国民经济重要基础的电力工业建立起高度集中的计划经济体制。从 1949 年建立燃料工业部，到 1955 年成立电力工业部，到 1958 年重组成立水利电力部，经过多次上收和下放的探索，确立了“以国家主管部门为主导、以省为建制”组建各省电业局的计划管理体制。这一时期的电源电网建设均为国家独家投资，电价则由政府统一制定，1965 年国家颁布《电、热价格》，全国基本实现了统一的目录销售电价，这一阶段的电力体制可归纳为“国家所有、中央管辖、政企合一、厂网一家”。改革开放前的中国电力工业发展史，是一部自力更生、奋发图强的艰苦奋斗史。中国电力工业从落后、弱小、破碎的“烂摊子”起步，虽然经历了中苏关系变化、三年自然灾害等波折，电力长期处于紧缺阶段，但电力工业总体仍然不断发展壮大，1978 年中国电力装机容量和年发电量分别比 1949 年增长了 30 倍和 59 倍，初步建立起较为完整的电力工业体系，为改革开放后电力工业的大发展打下了基础。

改革开放阶段（1978 年-2002 年）：集资办电，政企分开

“发展”成为第一要务

回顾改革开放初期，1978 年十一届三中全会胜利召开，中国进入了以经济建设为中心的新时代，国民经济步入高速发展轨道。然而，电力却成为制约经济发展的瓶颈，1978 年全国发电装机缺口达到 1000 万千瓦左右，企业用电被迫“停三开四”甚至“停四开三”，解决缺电问题引起了国家各级领导的高度重视。

集资办电登上历史舞台

下面一段谈话引出了当时中国电力体制改革的思路。 1980 年冬季的一个傍晚，时任中国电力部部长的李鹏同志一行散步到济南纬二路大观园附近，他指着街道昏暗的路灯不解的问：“你们济南连霓虹灯也没有？” 山东电力工业局的陪同人员答道：“有！但不让开。我们山东缺电，您又不给我们投资。” 李鹏部长闻言哈哈大笑，并随后作出指示：“你们刚才在车上提到的集资办电构想是可行的，可以一试。有适合建电厂的地方么？” “有啊，烟台就很好，地处沿海又有煤矿。”陪同人员再一次回答。 “是不是可以考虑在烟台范围内发行股票，五年内还本付息？”李鹏部长建议。就在那一个夜晚，中国电力体制第一次改革的思路确定了。首先从电力投融资体制入手，改变国家独家办电体制，通过集资办电解决资金不足和投资激励不足问题，1980 年电力行业率先实行“拨改贷”*，此后又推出集资办电（1981 年试点，1985 年推广）、发行电力建设债券（1987 年）等解决电力建设资金短缺问题的政策。这一时期，集资办电政策极大地调动了地方、民企、外资等各方办电的积极性，中国电力工业空前发展，发电装机容量和发电量进入快速增长通道。

“多种电价”打破计划电价长期不能调整的局面

在这一阶段，中国的电价机制作为电力体制的核心也同步进行了改革。计划经济时期的国家统一目录电价对电力行业疏导成本和鼓励扩大再生产造成了严重的制约。1985 年，《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》下发，决定对部分电力实行多种电价，例如煤电电价可随燃料、运输价格的变化而相应浮动，用户侧实行高峰低谷电价，水电可按丰水期枯水期制定电价，外资办电在还本付息期间可按成本税金及合理利润核定电价等。多种电价的实施，打破了电力单一计划价格长期不能调整的局面，使平均电价水平平滑上升，扭转了电价水平与成本水平逆向运行的状况，缓解了电力企业财务每况愈下的状况。还本付息电价、燃运加价、经营期电价、涉外电价等多项电价政策的实行，也激发了各方集资办电的热情，对加快电力建设，促进电力企业效率提升起到了积极作用。

政企分开，吹响市场化的前奏

在集资办电政策取得巨大成功后，电力市场化改革也被提上议程。1987 年，全国电力体制改革座谈会提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的电力改革方针。 1997 年国家电力公司成立，进行公司化改组，商业化经营。此后，1998 年撤销电力工业部，实行政企分开，将电力行政管理职能移交国家经贸委，行业管理职能移交中电联，国家电力公司开始独立运作，至此中国电力工业比较彻底地实现了在中央层面的政企分开。同时，90 年代末随着电力供需逐渐平衡甚至略有富余，国家又先后启动了“两改一同价”*和“厂网分开、竞价上网”试点等工作，为后续的市场化改革做好了铺垫。

第一轮电改阶段（2002 年-2015 年）：厂网分开，主辅分离

垂直一体化模式弊端初现

经过改革开放二十多年的快速发展，中国电力建设取得了巨大成就，从 1978 年至 2000 年，中国发电装机容量和发电量先后超越法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，均跃居世界第二位。电力工业有力支撑了国民经济的快速发展，同时垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置。

二滩弃水的反思

世纪工程二滩水电站弃水事件成为第一轮电力体制改革的导火索。二滩水电站于 1991 年开工建设，总装机容量 330 万千瓦，总投资 360 亿元。1998 年首台机组投产后，前三年累计弃水电量达到 190 亿 kWh，远高于同期实际上网电量，投产前两年累计亏损达 12.5 亿元。如今回顾二滩弃水事件的内在原因，最直接的原因是电价定价机制问题。二滩水电站的上网电价为 0.45 元/kWh，是由国家计委按照企业项目建设“成本加成”的标准核定审批的，这不仅高于国家电力公司系统 0.25 元/kWh 的平均上网电价，甚至比当时全国到户城市居民 0.42 元/kWh 的平均消费电价还高，这对于终端用户来说无疑是难以承受的。如此高的核定电价背后则是由于项目建设成本中的财务成本过高，二滩水电站属于世界银行贷款项目，项目总投资中资本金占比仅 3%，剩余 97%为负债。为了达到世界银行 12%的净资产利润率和 15 年还款期限的要求，二滩水电站不得不承担过高的还款付息压力，最终导致了高昂的核准电价。电力过剩则是导致二滩事件的另一个原因。二滩水电站建设的同时川渝地区也同步投建了大量火电项目，1999 年年底，川渝地区发电总装机容量达到 2026 万千瓦，发电设备平均利用小时数仅为 3200 小时，远低于全国 4100 小时的平均水平，电力过剩使得二滩高电价在市场环境中没有竞争力。同时，1999 年川渝分立，省间壁垒也导致原定的消纳计划难以执行，最终形成二滩水电站“卖电难”的处境。巨额投资却换来巨额亏损，二滩弃水矛盾将电力行业管理体制的问题彻底暴露，引发了业内人士的思考和中央的关注，在一定程度上加快了电力体制改革的步伐。

“5 号文”标志电力市场化改革大幕拉开

2002 年 2 月，《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5 号）发布，“5 号文”确立了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革方针，目的在于培育电力市场主体，形成发电侧多元化公平化竞争的格局。

厂网分开，较为顺利

由于厂网分开是首轮电改规划蓝图中的第一步也是最关键一步，早期也积累了足够的试点经验，于是“5 号文”出台后，厂网分开最先得到落实。2002 年底，国家电力公司正式分拆重组为两大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团，标志着电力行业垂直一体化模式被打破。其中两大电网公司为国家电网公司和南方电网公司；五大发电集团为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中国电力投资集团；四大辅业集团为水电规划设计院和电力规划设计院两个设计单位，以及葛洲坝集团和水利电力建设总公司两个施工单位。11 家集团公司的组建，实现了厂网分开，引入了竞争机制，可谓是中国电力体制改革的一个里程碑。

《可再生能源法》颁布，新能源进入萌芽阶段

进入 21 世纪后，中国经济飞速发展，但能源供需矛盾和环境问题日益突出。在此背景下， 2005 年《可再生能源法》出台，为中国可再生能源发展奠定了法律框架，将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域。2010 年对《可再生能源法》进行了修订，确定了国家实行可再生能源发电全额保障性收购等制度，这成为中国未来新能源得以快速发展的重要支撑性政策之一。此外，国家财政设立了可再生能源发展基金，通过可再生能源电价附加等渠道筹集基金用于支持新能源项目的建设，主要用于补贴平价前的可再生能源价格与常规能源价格的差额。

新电改阶段（2015 年-至今）：管住中间，放开两头

改革的任务还远没有完成

2002 年“厂网分开”的改革，初步形成了发电侧多元竞争的格局，后续国家也在大用户直购电和区域电力市场等领域做了多轮试点和探索，但只要电网在发电侧作为单一电能购买者和在售电侧作为单一电能销售者的统购统销模式不改变，作为电力体制改革“牛鼻子”的电价改革难以推进，真正的电力市场就难以形成。于是 2015 年 3 月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9 号）印发，“9 号文”标志着新一轮电力体制改革启动。

管住中间，放开两头

“9 号文”对电力体制改革目标和路径做出了详细的顶层设计。针对 2002 年首轮电改遗留的输配难以分开，竞价难以传导等问题，“9 号文”提出了“管住中间、放开两头”的改革架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合中国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。 “9 号文”发布后，2015 年底六个电力体制改革配套文件迅速落地，分别从电价、计划、市场、售电、交易等方面对文件进行了细致的安排和部署。新电改通过对输配电价进行单独核定，使“过路费”透明化，电网回归“高速公路”的定位，在此基础上有序推动发电侧售电侧市场化，理顺电力价格形成机制，还原电力的商品属性，发挥市场在资源配置中的决定性作用。新一轮电改可以说是对传统“计划模式”的根本性颠覆，中国电力体制改革真正步入 “深水区”。

输配电价改革破冰

其实早在 2014 年，深圳市便率先启动了输配电价改革试点，政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，对电网企业实行总收入监管，并公布独立的输配电价。有了深圳的经验后，在 “9 号文”的推动下，2015 年至 2017 年所有省份及区域电网均陆续启动试点，作为电力体制改革重要任务之一的首轮输配电价改革试点工作全面完成，首轮输配电价核定剔除不相关或不合理的成本金额达到 1180 亿元。中国输配电价核定周期为 3 年，此后国家发改委在2020 年和2023年分别出台了第二监管周期及第三监管周期输配电价核定通知，标志着中国独立输配电价体系已基本完善，有力推动了电力上网、销售环节政府定价向市场定价模式的转变。

售电公司仍处在粗放发展阶段

“9 号文”将售电侧改革同样列为改革重点任务之一，向社会资本放开售电业务，意在培育售电侧市场竞争主体，在电力批发市场之外形成零售市场，让用户拥有选择权，使得市场化释放的红利可以重复传递给用户，降低用户用能成本。以 2016 年广东省售电公司获得准入为始，售电公司如雨后春笋般相继在全国落地，且后续随着电力市场不断成熟，参与市场的电力用户增加，售电公司数量也在不断增加，市场规模不断扩大。但由于开放初期售电公司商业模式较单一，主要利润来自于简单的购售电价差及通过中小用户信息获取能力差赚取服务费，在同质化竞争加剧的过程中，多数售电公司出现经营困难的情况。可见售电公司一定不是简单的赚取价差，而是需要结合自身优势提供增值服务，例如通过资源整合为用户提供辅助服务或代理用户参与需求侧响应，或者制定适合的套餐帮助用户规避批发市场波动风险，或者为用户提供绿电及碳市场服务等。未来随着电力现货市场的普及和分布式能源的发展，售电公司作为连接用户和市场的桥梁，将起到更为关键的作用。

历史的经验

坚持“电力先行”的客观规律

早在 1958 年，毛主席就提出国家要发展，需要两个“先行官”，一个是铁路，一个是电力。电力应适度超前发展，是由电力工业的基础性、公益性等特点决定的，工农业、交通运输、城市建设、人民生活，都需要大量使用电力，一旦供应不足会带来很大的经济损失。同时，电力工业是资金密集型和技术密集型产业，电源电网建设需要一定的时间周期，需要提前规划。

遵循“安全第一”的生产方针

电力工业具有瞬时性的特点，局部发生事故，将危及整个电力系统的发输配用所有环节，危及全社会的生产生活。为了防止电力系统发生稳定破坏、电压崩溃、电网瓦解等恶性大面积停电事故，在电力建设中必须执行“质量第一”的方针，电力生产中必须执行“安全第一” 的方针。计划体制时代，中国电力行业一直处在“半军事化”管理的状态，没有发生过大面积停电事故。未来随着电力市场化改革推进和新能源快速发展，电力系统安全问题应与时俱进，常抓不懈。

3 现在何方——当前的电力体制架构

从电价说起，终端电价的组成部分

电作为一种特殊的商品，具有不易储存、无形性、同质性等物理特性，电力的生产交割消费，即发输配售用几乎是同时完成，且电力系统需要保持实时平衡。本着“谁受益，谁承担”的公平负担原则，用户理所应当需要为其所消费电力的生产运输平衡成本买单，整个流程中的参与方，例如发电厂、电网、售电公司等也理所应当能回收其合理成本和获取合理收益。中国的电价机制从过去政府制定目录电价的计划模式，已经逐步过渡到市场化定价模式。典型的工商业用户终端电价的组成可以分为市场化部分和非市场化部分，市场化部分的上网电价通常由电力市场供需双方交易形成，而非市场化的部分，如输配电价、系统运行费用、政府基金及附加则尽可能拆分出来单独核定。

上网电价：指发电企业提供电能的电力结算价格。在市场化改革前，上网电价属于政府定价，即由政府价格主管部门按能源类别分类定价，主要包括燃煤、燃气、燃油、水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电等。在电力中长期市场和现货市场建立之后，参与市场的发电机组上网电价由供需双方协商或交易确定。输配电价：指电网企业提供电力运输服务的结算价格。自新一轮电力体制改革以来，中国输配电价已经经历了三轮监管周期的核定，发改委按照“准许总收入=准许成本+准许收益+税金”的方法先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户的输配电价。线损费用：指电力输送和分配过程中电能损失的费用，由用户承担。电力在运输过程中，受电线电缆阻抗、导线材质质量、变压器性能等因素影响，不可避免产生电能损耗。国家规定，线损费用根据各省电网统一的综合线损率计算得出，并随着每个监管周期的输配电价文件一并公布。

计划市场双轨制下的电力市场架构

电力市场是什么？关于电力市场最权威的定义为：基于市场经济原则，为实现电力商品交换的电力工业组织结构、经营管理和运行规则的总和。建立电力市场旨在通过开放、竞争等市场手段实现电力能源资源的优化配置。所谓基于市场经济原则主要是指电能生产者和使用者本着公平竞争、自愿互利的原则，通过协商、竞价等方式，就电能及其相关产品进行交易，通过市场竞争确定价格和数量的市场原则。

目前电力体制为计划市场双轨制

目前中国电力行业仍然处在从计划机制向市场机制过渡的阶段，考虑到电力市场的复杂性和电力生产安全第一的原则，政府对于发用电计划改革采取了渐进式有序放开的方式。2021 年“1439 号文”将所有的煤电机组和工商业用户推入市场，意味着发电侧占比最高的煤电和用电侧占比最高的工商业用户不再执行计划电价，而是通过电能量市场交易形成上网电价。但是目前发电侧仍然有相当数量的优先发电电源按国家核准价格上网（比如带补贴和平价的风光机组、一厂一价的水电核电机组等），用电侧居民、农业和公益性用户仍然执行优先用电的目录电价，这些非市场化主体发用电仍然按电网统购统销的计划模式运作，于是形成了计划市场双轨制电力市场架构。考虑到国情，我们预计未来以市场为主导、计划市场双轨并行的机制将继续存在较长时间，如何合理化解计划和市场的矛盾将是未来电力市场机制需要不断实践探索的课题。

双轨制必然带来不平衡资金

双轨制不平衡资金是在中国特有的计划市场双轨制模式下产生的，其根本原因在于未参与市场的优先发电和优先购电电量仍然执行传统计划模式下的目录电价，由电网企业负责统购统销，而市场化的发电机组和用户的电价则由市场交易产生。由于发用两端市场化电量数量不匹配，将产生一部分市场化发电量在用户侧按计划电价结算，或者是一部分市场化用电量在发电侧按计划电价进行结算，由此导致盈余或亏损。特别是在现货市场环境下，分时价格信号的产生更可能加剧市场电价和计划电价的价差，导致不平衡资金增加。目前双轨制下产生的不平衡资金主要按“谁受益，谁分摊”的原则向全部或部分市场主体进行分摊或返还，各省规则不尽相同。

现货市场尚未成熟，分时电价机制成为 Plan B

分时电价体系的建立由来已久，自 1984 年起，国家便开始了峰谷价差的试行，旨在通过高峰高价、低估低价来鼓励和引导电力用户主动改变用电习惯，以达到用电侧移峰填谷和优化电力资源配置的目的。虽然分时电价机制仍然带有计划性质，但是在当前现货市场尚未成熟，真正的实时电价信号难以形成或传导不畅的情况下，零售侧的分时电价政策可以起到引导用户合理用电，促进谷段平段新能源消纳，缓解高峰期负荷紧张的作用。2021 年发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出了分时电价机制的优化和强化执行机制，要求扩大工商业用户执行范围，指导市场主体带曲线带峰谷价差签订中长期交易合同。截至 2022 年 5 月，全国已有 28 个省份发布了分时电价政策，大部分省份峰谷价格较平段上下浮动 50%，部分省份峰谷价差会更大，最大达 4.5:1。目前各省工商业代理购电用户全部执行分时电价机制，而售电公司通常可为用户提供固定电价套餐和分时电价套餐供其选择。

电力市场按时间维度拆分

由于电能的瞬时性，电力交易均需要提前一定时间完成，现货市场和中长期市场是相对的概念，主要以交易和交割之间的时间长短区分，电力现货市场泛指日前及更短时间内的电能量交易市场。和世界上绝大多数国家电力市场建设以现货市场起步不同，中国电力市场建设从更容易和计划机制衔接的中长期电力市场起步，从 2015 年新一轮电改以来，经历多轮试点实践发展至今，“现货+中长期”的电能量市场架构已初步成型。

目前电力交易仍以中长期市场为主

电力中长期市场指符合准入条件的发电厂、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。对于执行政府定价的优先发电电量，即计划电量，采用电网统购统销的形式，签订厂网间购售电合同，相应合同也纳入电力中长期交易管理范畴。目前中国电力交易电量仍以中长期为主，以 2023 年为例，中国全年完成市场交易电量 56679 亿 kWh，占全社会用电量比重为 61.4%，其中中长期电力直接交易电量为 44289 亿 kWh，占市场交易电量的 78%。

电力市场按空间维度拆分

现行的“统一市场，两级运作”模式

目前中国电力市场按空间维度主要分为省间和省内两级市场，均包含电能量和辅助服务市场，已经形成了“统一市场，两级运作”的模式。省间电力市场由国调中心（区域中心）负责组织和管理，省内电力市场由省级电网公司调度中心负责组织和管理。

省间出清结果为省内市场边界

省间市场基于各省电力电量平衡的预测结果开展跨区域的资源优化配置，省间市场出清结果，作为省内市场的边界条件，按物理合同执行，所以省间市场的时序优先于省内市场。“西电东送”等特高压远距离输送项目多为政府间协议，未来同样可以采取政府授权合约的模式纳入受端优先发电计划安排，在省间市场优先出清，为省内市场出清提供边界条件。省内市场的定位则是在省间市场的边界条件下实现省内的电力平衡。省间、省内两级市场耦合运行时，省级调度中心既作为省内市场的管理者组织省内电力市场交易，维护电网稳定运行，同时负责统筹省内发用电平衡情况，根据实际需求组织发电企业参与省间市场，以实现跨省跨地区的可再生能源消纳、电力缺余互济和资源优化配置。

4 向何而去——改革方向与节奏

电力多维价值体现是未来的改革方向

电的价值是什么？想要捋清电的价值，我们需要回到本源，思考电是什么？电是一种能量形式，是电荷运动所产生的物理现象，是生活生产中不可或缺的资源。通过不同的设备电能可以转换成热能、光能、动能、化学能等多种形式的能量。

灵活性价值

当我们把时间、地点的因素考虑进去，会发现不同时间不同地点电力的供需情况有差异，意味着电的价值也会有区别。同样是一度电，如果可以中午发，也可以晚上发，能灵活调节发电的时间，去匹配用电负荷，这样的电能肯定是有额外价值的，我们可以把这部分价值称为灵活性价值。根据目前的市场架构，电力的灵活性价值主要通过辅助服务市场和现货市场体现。其中辅助服务市场偏计划性，由调度机构发布需求，符合条件的主体竞价参与，兑现灵活性价值；现货市场则是通过全电量实时竞价的方式，将电能的时间空间差异体现在交易电价中，具备调节能力的机组就能获得更高的结算电价，从而体现出灵活性价值。

绿色环境价值

如本文开篇所述，人类为了应对气候变化和实现长久可持续发展，踏上了第四轮能源革命的征程，开始积极发展新能源。但是目前对于风电光伏发出来的电，是几乎没有灵活性价值和可靠性价值的，所以一度被称为“垃圾电”。随着技术进步，风电光伏的电能量成本的确在快速下降，但随着系统新能源占比上升，消纳成本也将大幅上升。根据国家电网测算，新能源电量占比超过 10%以后，需要大量增加抽水蓄能、新型储能等灵活性资源，新能源电量占比每提升 5pct，消纳成本将增加 0.088 元/kWh。那我们为什么要发展风电光伏？原因是风光碳排放低，对环境友好，通过发展新能源以抑制温室效应，阻止全球变暖。可以说新能源的绿色环境价值是一种造福于全人类的价值，是一种百年尺度的长期价值，这种价值难以通过“无形的手”实现，需要政府进行干预，所以绿色环境价值本质是一种政府的“创租”行为。每年召开一次的联合国气候变化大会，多数国家制定了碳中和发展目标。中国出台了碳排放配额*考核机制和可再生能源消纳责任权重*考核机制，以及欧洲推出了碳关税*机制，这些政策都会创造绿色电力的购买需求，当需求被创造出来后，新能源的额外的绿色环境价值才能体现。

“能源不可能三角”与政策节奏的把握

“不可能三角”理论最早起源于金融政策领域，美国麻省理工教授保罗·克鲁格曼通过对亚洲金融危机的实证分析，得出一个国家在货币政策的独立性、汇率的稳定性、资本的完全流动性之间，只能三选二，不可能三者兼得的结论。2011 年，世界能源委员会将这一概念引入能源领域，提出了任何一个能源系统都不可能在安全充裕、经济公平、低碳清洁三个方面同时达到最优的论断，这就是著名的“能源不可能三角”理论。根据这个理论，不少学者和专家谈到电力行业的“双碳”目标时，认为在现阶段如果要保证高可靠性地使用高比例的清洁能源，需要付出经济上的代价，也就是电价上升。可见想要破解“能源不可能三角”难题，技术发展和体制创新缺一不可。目前中国能源转型和电力市场改革处于初期，未来还需要更多能源政策的推出和完善，在方向、路径已大致明确的情况下，政策出台的节奏则是关键，需要考虑能源的安全充裕、经济公平、清洁低碳三大目标的统筹均衡，不能顾此失彼。根据这一客观规律，我们可以结合当下情况，预判政策节奏以提前对电力行业各参与主体的盈利水平变化作出推测，找到周期拐点或新兴产业崛起的投资机会。

当下的挑战

挑战一：电力供需紧平衡，保供任务艰巨

“十三五”期间由于宏观经济“L”型转型，中国电力供需一直处在宽松的氛围当中，但是进入“十四五”后，形势突然 180 度转弯，出现了多轮电力供需紧张的情况。首先是 2020 年迎峰度冬期间湖南、浙江、江西等南方省份的限电事件敲响警钟，紧接着是 2021 年煤价大幅上涨导致了全国更大范围的限电事件，2022 年夏天则是由极端高温和来水极度偏枯水电无法出力导致了四川、浙江等省份工商业的大规模有序用电。近几年多轮限电事件反映出当前中国电力系统充裕度不足、抗冲击能力不足的问题，保供任务艰巨。中央针对能源转型提出了“先立后破，稳中求进”的要求，坚决抑制“运动式”“一刀切”的减碳模式，结合后续出台的煤电电价等一系列政策可以看出电力安全保供是现阶段的重点。

挑战二：新能源超速发展，系统消纳压力陡增

中国风光发展较快的地区如青海、甘肃、吉林、河北、黑龙江、宁夏等省份风光发电量占比均已超过 20%。从 2023 年风光利用率数据看，部分省份消纳压力开始显现，尤其是进入供暖季后，如 2023 年 11 月光伏利用率青海省降至 88.5%（同降 5.8pct），甘肃省降至 90.2% （同降 9.0pct），均大幅低于 95%的预警线，这背后既有 23 年光伏超速投产的原因，也有供暖季煤电供暖机组调节能力受限的原因，但这反映出的根本问题是西北地区存量系统调节资源已明显不足，风光消纳遇到瓶颈。

挑战三：宏观经济周期仍在底部，用户电价承受能力较弱

2023 年中国面临一系列宏观经济压力，如国际贸易摩擦、房地产下行、地方政府债务等问题，国内工业企业利润增速跌至周期底部。电力作为工商业、大工业用户重要且敏感的生产要素，电价对于生产经营成本有非常大影响，2021 年“1439 号文”已经将煤电电价较基准价上浮比例上限从 10%扩大为 20%，2022/23 年多数省份均保持顶格上浮，电价已经处在较高水平，再上涨的空间有限。我们预计在经济未明显好转或煤价尚未大幅回落前，新能源发展的灵活调节成本、绿色环境成本不会向用户传导过多。

通过“能源不可能三角”把握电改方向和节奏

“能源不可能三角”是个动态平衡的过程，“安全、经济、低碳”在不同阶段有不同侧重。在中国能源转型初期，政策给予了新能源优先发电、优先出清的地位，电力系统尚有较多存量消纳能力，大部分资源向新能源发展倾斜。同时，十三五期间，政府连续三年提及降低工商业电价，所以过去的政策目标更多偏向“低碳、经济”。但是随着新能源发展规模越来越大，存量调节资源快速消耗，电网稳定性下降，电力充裕度不足，近两年“安全”成为了重中之重；同时煤价仍在高位，宏观经济下行压力仍然较大，工商业用户电价负担较重，系统成本难以疏导，“经济”也是重点考虑的一环；国家规划的 2030 年风光合计装机目标是 12 亿千瓦，但 2023 年中国风光装机就已经超过 10 亿千瓦，发展速度显著高于规划路线，消纳压力加大，新能源发展机制也从全额保障性消纳向经济性消纳转变。在当前形势下，我们认为未来三年的电改政策节奏和目标将逐渐向“安全、经济” 倾斜，具体讲就是需要加快现货市场、辅助服务市场、容量市场改革，保“安全”；加快新能源入市，使其更多承担调节成本，根据煤价情况，调节成本和环境成本适时适度向用户传导，保“经济”。

未来三大产业趋势判断

趋势一：火电成系统稀缺资源，市场化加速其价值重估

中国火电利用小时中枢已经从“十二五”前的 5000 小时降至 4500 小时以下，可见中国电力供需已经从最初电力建设滞后导致的供给硬缺口，逐渐转变为电力供给总量有余但季节性、突发性、区域性短缺的状况，背后的原因是用电需求呈现冬夏两季尖峰化、日内峰谷差不断拉大的变化。

火电正在从发电主体的定位逐步向调节、顶峰支撑的定位转变。从能源转型以来，火电已经义务承担了很多系统调节和安全保供的任务，其灵活性价值和可靠性价值没能充分体现也缺少相应的电力市场机制来体现。但随着现货市场、容量电价机制的推出，煤电一方面回收固定资产成本的预期得到明确，另一方面从煤电机组在各现货试点省份的表现来看，煤电可以依靠其灵活性在现货市场获得比中长期市场更高的结算电价，调节和顶峰价值得到体现。五大六小发电集团均制定了向新能源转型的目标，我们预计未来除了部分大基地配套和保供项目以外，煤电不再成为各大发电集团的优先投资选择，中国煤电总装机量可能在十五五期间达峰。煤电不再大规模新增，不代表存量煤电价值会下降，根据我们测算，预计 2030 年火电顶峰功率贡献度占比仍然高达 67%。在很长一段时间内火电仍将是电力保供主体，且成为系统稀缺性资源，我们认为市场化改革推进将有利于火电价值重估。

趋势二：风光入市面临降电价风险，但长期无需过度悲观

2023 年中国风电新增装机 75.9GW，光伏新增装机 216.9GW，单年新增装机均为历史最高。国家能源局《2023 年能源工作指导意见》中规划的 2023 年风光合计新增装机规模为 160GW 左右，最终实现风光合计新增装机 292.8GW，大幅超出预期。我们认为 2023 年风光超速发展的主要原因为：1）过去两年突发公共卫生事件导致部分已核准项目建设进展推迟至23年； 2）硅料、碳酸锂降价，带动组件和配储成本大幅下降，之前因经济性所积压的项目得以启动；3）目前电网消纳能力尚有余量，为了避免未来排队并网情况，已核准项目均加快投建节奏；4）十四五过半，各发电集团为完成十四五规划目标，开始加快投资。展望未来，我们预计十四五期间风光新增装机规模仍有望保持相对高位，但进入十五五后，消纳压力可能将使得项目核准和并网规模出现明显下降。中国风光发展经历了 2020 年以前的补贴时代，2020 年至今的平价*时代，未来将逐步过渡到市场化时代。过去的风光项目多数都是由电网以固定电价保障性收购，优先上网，未来新建风光机组的保障性收购小时数将逐步缩小，未被保障性收购的电量则需要参与电力市场交易，由市场来定价。根据全国统一电力市场的规划，新能源将在 2030 年全面参与市场交易。

趋势三：弃风弃光率可能上升，系统调节资源迎发展良机

在十三五期间，中国弃风弃光现象较为严重，后来东北地区通过辅助服务市场大力推动火电灵活性改造，以及西北地区推动省间电力市场交易，通过大电网将绿电跨省外送至周边省份消纳，中国的弃风弃光率才得以降低至较低水平。十四五以来，中国风光发展速度和规模均上升了一个数量级，同时中国辅助服务调峰费用 2023 年上半年达到了 167 亿元，是 2018 年全年水平的 3 倍有余，可见电力系统对调节资源的需求也在快速增长。随着低成本的存量调节资源耗尽，未来面临的新能源消纳形势可能比以往更为严峻。上文提到 2023 年供暖季部分西北省份已经出现弃风弃光率上升苗头，此外从各现货省份电价趋势可以发现中午时段越来越多“地板价”甚至“负电价”出现，意味着在越来越多的时点出现了风光无法消纳的情况。这些现象都说明风光消纳的“瓶颈”就在眼前，需要加快电力体制改革，形成良好的投资激励机制，以推动抽蓄、火电灵活性改造、新型储能、需求侧响应等系统调节资源的建设。

趋势研判如何对应投资机会

电力下游运营行业是个较成熟且重资产的行业，参与企业主要为央国企且均已上市，产业趋势一、二直接对应的更多是二级市场投资机会。当然对电力体制改革节奏的判断，也会影响对风光项目投资回报率的判断，从而影响风光装机增速这一泛新能源行业景气度的“锚”，对上下游产业链的投资研究同样重要。因为有了新能源，系统调节资源才开始被关注被需要。新领域孕育着新机会，与系统调节资源相关的众多领域如新型储能、氢能、智能微电网、虚拟电厂等还在 0-1 阶段，处在产业初期，未来发展拥有极大想象空间。产业趋势三对应投资机会除了二级市场以外，也可以更多关注一级市场。

为什么电力体制研究对产业投资如此重要？电力行业特殊之处在于更易受政策变化影响。能源转型的大幕才刚刚拉开，电改政策层出不穷，市场机制关系到商业模式，电价机制关系到盈利能力，对电力体制的系统认知可以帮助电力及新能源相关投资者在繁杂的政策中找到主线。在机会来临时果断出击。市场不缺观点，观点背后的分析框架更为重要，电力钟声系列 1 从投资的角度对电力体制作深度拆解，科普电力市场相关概念的同时，尝试梳理框架、形成方法论，为进一步的产业投研打下基础。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）