电力行业深度分析

电力行业深度分析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。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。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。在批发市场外，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（BalanceServiceProvider，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。平衡市场将为需求侧响应、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（automaticFrequencyRestorationReserve）、mFRR（manualFrequencyRestorationReserve）、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正常现象，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，而供给侧较为市场化，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。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，且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×利用小时数×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；c）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。旧的电力体制已无法适应新的需要，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号文提出了“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，属于垄断性企业。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、法律等几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。（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，并由此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创新和效率驱动高质量发展转型的重要理念，该理念也将随着电力体制改革的推进从而在电力行业开花结果。4.1交易创造价值用户侧业务形态愈发丰富电力市场化后，对用户侧带来的直接冲击便是用电成本的控制。以往用户侧基本执行目录电价，唯一的变动只有分时电价，而分时电价在一段时间内相对比较固定，因此用电成本控制相对容易。市场化后一方面电价在不同时段的价值可能拉大且不确定，用户评估用电成本的难度增加，另外一方面市场化后用户通过储能套利以及参与辅助服务市场获利成为了可能。一、电力交易业务电力交易业务是电力市场化最直接收益的业务。由于电力市场的设计复杂，各地交易规则、品种不一，同时也要求对整个电力系统的运行规律有深刻理解，是高度专业化的业务，电力交易决策本身对于电力市场参与者的收益造成较大影响。市场化售电规模有快速扩张潜力。根据中电联相关数据，2022年我国市场化交易电量规模达到5.25万亿千瓦时，占全社会总用电量的规模已超过60%，考虑到优先购用电，直观看起来售电规模增长空间有限。但实际上：（1）我国目前市场化交易电量大部分仍通过电网代理购电，直接购电以及通过售电公司购电比例较低；（2）我国电力现货市场才开始推广，虽然各地要求中长期电量占比要达到70%—90%以上，但由于绝大多数省份现货市场均采用全电量结算，因此实际的现货交易量可能会接近全社会用电量。以广东省为例，2022年全省本地机组发电量5844亿千瓦时，中长期交易电量2871亿千瓦时，现货市场总交易量达3801亿千瓦时。二、综合能源服务综合能源服务是能源转型发展过程中产生的能源服务新形态。能源整体解决方案服务即为终端客户提供电、气、热、冷等多种能源的综合解决方案，为客户提供降低用能成本、提高用能效率的新服务模式。综合能源服务大体上涵盖能源传输、能源管理、能源生产、能源分配、能源使用等环节，通过建设分布式电源、储能、热能、天然气等设施，根据各类能源自身特性，实现多能互补，并与外部能源供应商形成有效联动，产生节约用能费用，提高用能效率的作用。其中电力是综合能源服务的核心。从综合能源服务的定义、目的、方法等方面分析，很显然，要充分发挥综合能源服务的优势，需要以下前提：需要能够提供给用户足够的经济效益。综合能源服务的根本目的是降低用户用能成本，提高用户用能效率。综合能源服务相比于传统能源服务，需要更多的设备和投资，更复杂的用能系统，因此只有带来足够的经济效益才能充分激发用户需求。需要分布式可再生电源、储能等技术的支持。分布式可再生电源和储能技术是综合能源服务的核心技术之一。分布式可再生电源靠近负荷，输电成本低且利于消纳，可有效降低用户的用能成本。储能一方面可以平抑分布式可再生电源出力不稳定，另一方面可以通过峰谷电价差套利、备用电源、容量费用管理等作用为客户提供价值。分布式可再生电源与储能的有机结合能提高用电效率，减少客户电费支出。4.2电网是电改重要环节需要加强各参与方高频联动4.2.1电改推进刺激用电侧计量设备需求用户侧潜力激发同时也带来了用电侧智能用电设备的需求。多种业务形态的出现同时也需要相应的软硬件支持，电力市场本质是对电能数据的收集、处理和控制管理。未来看，在用电信息采集、能耗管理、营销平台、智能电表，终端缴费等方面有明显需求，实现传统的“源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。一、计量设备：主要是智能电表和用电信息采集设备，对用电信息的精确计量和采集是推进电力市场的基础条件。智能电表是电力市场建设推进的核心量测及感知元件。对于过去的传统电网，电力用户电价相对单一，且只从电网中单向接收电能，因此对电表等计量设备的要求较低。但随着配电网中分布式电源、储能以及充电桩等设备大量进入配电网，以及大量工商业用户进入到电力市场以及综合能源管理等新业务形态逐渐涌现，以往传统的电表已无法满足这样的变化，电表急需换代升级。新一代智能电表除了用于原始电能数据采集、计量外，更重要的是为用户提供更详细的用电信息，帮助电力供应商了解用户需求，推动电力市场价格体系改革。是建设智能电网、电力物联网、数字电网的核心终端设备。对于电网公司来说，也可以加快检测、排除故障，强化电网管控。二、充电桩：大力发展电动车不仅是我国重大的产业和能源战略，同时也是达成碳中和的重要方式之一，电动车大规模铺开的一大重要前提便是充足的充电桩建设。目前很多老旧小区装设充电桩已面临困难，主要原因之一便是老旧小区供电线路容量不足。据上海交警发布的信息，2022年上海市机动车保有量537万辆，其中新能源汽车94.5万辆。假设到2025年上海汽车保有量550万辆，新能源汽车渗透率提高到25%，车桩比2：1，其中20%为100kW高压快充，80%为7kW交流充电桩，总的充电功率将高达1760万千瓦，即使只考虑50%的同时充电率，则总充电功率也将达到880万千瓦，相当于近13台60万千瓦级火电机组的功率。而2022年上海最高用电负荷约3000万千瓦，充电桩给电力系统带来的压力已不可小觑。4.2.2电网智能化设备电改对电网的智能化水平也将提出更高的要求，电力市场化背景下绝大部分电能量都由电力市