新型电力系统市场分析

新型电力系统市场分析一、回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功1、两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速改革开放初期，我国电力科技水平较为落后，电力系统基本实行集中统一的计划管理体制，全国经历了长期缺电的局面。改革开放开启了我国电力建设的大发展时期，国务院于1985年批转国家经济委员会等部门“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂时规定”的通知，1987年提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的改革方针，加速了集资办电、利用外资办电、地方政府办电等进展，极大促进了电力特别是电源的发展。在电力市场供求状况发生明显变化之后，电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端，2002-2021年间，我国电力系统又经历了两次大改革。（1）2002年电改：厂网分开，竞价上网改革背景：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。2002年之前，中国电力行业主要由国家电力公司和各地的地方电力公司垄断经营。由于国电和地方电力公司拥有电力发电、输配电网等全产业链资源，缺乏有效监管和市场竞争，导致电力市场竞争不足、行业效率低下、供需矛盾严重、服务质量较差等问题。改革内容：2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（5号文）发布，明确按照“厂网分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团。“厂网分开”意味着将电力企业的发电部门与输配电部门分离经营。分离之后，发电企业和输配电企业可以独立运营，加强内部管理，并且为电力市场的开放创造了条件。电力体制改革还引入了“竞价上网”机制，通过竞争的方式确定电力上网的价格。发电企业需要根据市场条件进行竞价，并以竞拍的方式获得供电合同，切实提高电力市场的竞争性，促进电力企业的投资积极性，提升电力供应的效率和质量。（2）2015年电改：配售分离，管住中间放开两头改革背景：经过2002年电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输配售电垂直一体化的垄断局面依旧存在，我国长期以来未能建立一套合理的输配电价标准和核定方法。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。改革内容：2015年3月，《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》（9号文）印发，开启了新一轮电力体制改革。本轮改革的基本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，形成“管住中间、放开两头”的体制架构。一是形成了完整的输配电价体系。先后印发跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办法，构建了科学的独立输配电价制度体系，核定了各级电网输配电价水平，适用于所有类型的电力市场化交易。二是有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。2、建设新型电力系统，电改进入新阶段（1）电力系统发展现状发电装机容量世界第一，用电量持续增长。我国是全球最大的发电装机市场，装机规模与发电量均保持上升趋势。2010-2022年，我国发电装机容量由9.66亿千瓦上升至25.64亿千瓦，年均复合增速为8.5%；全国规模以上工业企业发电量由4.14万亿千瓦时上升至8.39万亿千瓦时，年均复合增速为6.1%。与此同时，随着经济的快速发展和人民生活水平的提高，我国的用电需求不断攀升。全社会用电量由2010年的4.19万亿千瓦时上升至2022年的8.64万亿千瓦时，年均复合增速为6.2%；人均电力消费量由2010年的3135千瓦/小时上升至2021年的6032千瓦/小时，年均复合增速为6.1%。绿色低碳转型不断加速，电力系统调节能力持续增强。随着我国对可再生能源的重视和支持，太阳能、风能等绿色能源装机容量不断增加，绿色能源在电力系统中的占比逐渐提升，为实现绿色低碳转型提供了强有力的支持。截至2022年底，非化石能源装机规模达12.7亿千瓦，占总装机的49%，超过煤电装机规模；非化石能源发电量达3.1万亿千瓦时，占总发电量的36%。其中，风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。此外，随着新能源比例上升，我国采取了多种措施提升电力系统调节能力。截至2022年底，我国煤电灵活性改造规模累计约2.57亿千瓦，抽水蓄能装机规模达到4579万千瓦，新型储能累计装机规模达到870万千瓦；新能源消纳形势稳定向好，全国风电、光伏发电利用率达96.8%、98.3%。市场化交易电量占比持续提升，目前占比超60%，其中中长期交易占比接近80%。随着电力市场的不断完善和市场主体的增多，市场化交易电量占比持续提升。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。我国的电力市场化交易主要为中长期交易，能够为电力企业、大型工业用户以及发电设备投资者提供了长期交易的可靠保障，促进资源配置的合理性和市场稳定性。2022年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%，占市场化交易电量的比例为78.8%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，占中长期交易电量比重为96.9%。“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。价格机制是市场化的核心，2019年国家发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。“基准价+上下浮动”市场化电价机制的实施，推动了电力市场化进程，2020年超过70%的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价。2021年，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并要求各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。此次改革将推动建立“能涨能跌”的市场化电价机制，是电力市场化改革又迈出的重要一步，有利于缓解当前燃煤发电企业经营困难的状况，保障电力安全稳定供应。（2）面临的挑战电力系统可靠装机容量不足，负荷增速高于可靠容量增速。用电负荷方面，随着我国经济复苏向好，叠加近年来极端天气频发，用电需求和负荷快速增长。据中电联预测，2023年夏季全国最高用电负荷将比2022年增加8000万至1亿千瓦。而电力供应方面，近年来风光装机增速较高，而火电、水电等可靠性电源的装机增速趋缓。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时间尺度均无法有效匹配，且出力波动较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达95%和100%，导致实际增加的稳定有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降水、风光资源、燃料供应等方面的不确定性，我国电力供需将持续面临紧平衡的局面。系统调节和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势严峻，运行成本将进一步增加。随着新能源比例的不断提高，电力系统灵活调节资源迅速消耗。新能源的间歇性、随机性和波动性特点使得系统调节变得更加困难，系统平衡和安全问题更加突出。一些大型新能源基地存在网架薄弱和缺乏同步电源支持的情况，导致系统支撑能力不足，新能源的安全可靠外送受到影响。近年来，全国的新能源利用率整体上保持较高水平，但仍存在消纳基础不够牢固的问题，一些地区仍面临较为严峻的风光消纳问题。例如，2022年，蒙东地区弃风率高达10%，青海、蒙西、甘肃等省份弃风率超过5%；西藏弃光率高达20%，青海弃光率近9%。此外，海外研究表明，当新能源电量渗透率超过15%后，引发的电源、电网等系统成本将大幅上涨，这些成本需要在终端用户电价中疏导。电力系统“双高”特性凸显，安全稳定运行面临较大风险。随着大规模可再生能源的接入及负荷侧的再电气化过程，大量的特性各异的电源、负荷、储能等装备以电力电子为接口接入现有电力系统，使电力系统向着高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”趋势快速发展。相较传统电力系统，“双高”电力系统中同步发电机逐步被电力电子设备所替代，系统内的传统调频资源逐渐稀缺化，总体有效惯量将逐渐减少，系统抗扰动能力降低，电网将承受较大潮流波动压力，频率控制难度进一步加大。此外，由于风光发电出力极不稳定，在极端气候下可能停机甚至脱网，加大了电网供需失衡的风险。煤价高企导致火电企业利润端受损，投资积极性差，电力供需紧平衡时期保供或存隐患。“十三五”期间，我国提出推进煤电供给侧结构性改革，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，2016-2020年我国火电投资完成额由1119.28亿元下滑至553亿元。2021年10月起煤价高企，主要火电企业利润端承受大额亏损，火电投资积极性继续下滑。2023年以来，煤价大幅下行，火电企业利润有所修复，但相较历史正常收益水平仍有差距，企业投资积极性还未完全恢复。“十四五”以来电力供需持续紧平衡，叠加极端天气频发，各地缺限电现象层出不穷。煤电作为能源保供的“压舱石”，也是当前最具经济性、安全可靠的灵活调节资源，若其投资建设的积极性持续低迷，将严重影响我国电力系统安全稳定和高效运行。（3）建设新型电力系统建设新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。“三步走”建设新型电力系统，电力改革顶层设计逐渐清晰。2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出以2030年、2045年、2060年为时间节点，从源网荷储四个环节入手，制定了新型电力系统“三步走”发展路径，并明确了三个发展阶段的显著特点。7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。二、他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革经验1、美国电力市场概况美国电力市场化体系成熟，7个ISO/RTO市场均采用集中式电力市场模式。美国电力市场中参与交易的主体主要为RTO（区域传输组织）或者ISO（独立系统运营商），均为批发电力市场，交易标的包括电能量、辅助服务、输电权和容量。加州独立系统运营商（CAISO）：负责加州和内华达州部分地区的电力批发交易和集中调度，包含日前和实时电力现货市场、辅助服务市场、阻塞收益权市场等。宾州-新泽西-马里兰独立系统运营商（PJM）：负责美国大西洋沿岸的13个州以及哥伦比亚特区覆盖的24.34万平方英里范围的电力系统运行与管理。从交易品种来说，PJM包括日前和实时电力现货市场、容量市场、辅助服务市场等。德州电力可靠性委员会（ERCOT）：负责管理德克萨斯州2400万用户的电力供应，约占德州电力负荷的90%。拥有实时和日前电力现货市场以及辅助服务市场，是纯能量市场，没有容量市场。2、提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳美国建设适应可再生能源的电力系统的实践对于我国具有积极的借鉴意义。为了适应可再生能源带来的运行挑战，美国各大电力市场对电能量市场、辅助服务市场、容量市场等机制进行了优化，提高电力系统灵活性，确保发电资源充裕度，促进可再生能源消纳。（1）丰富辅助服务交易品种引入爬坡类产品，提高对于资源临时短缺的响应能力。美国加州电力市场（CAISO）最先在2011年提出了灵活爬坡约束，并在2016年11月1日正式启动了灵活性爬坡产品（FlexibleRampingProduct,FRP）的交易；美国中西部电力市场（MISO）则提出了爬坡能力产品（RampCapabilityProduct,RCP）。爬坡类产品由燃气机组、抽水蓄能等构成，是一种通过预先储存一定的灵活性容量，进而满足系统中潜在的爬坡、滑坡（下爬坡）需求的市场产品。美国MISO、CAISO、SPP（美国西南电力市场）等电力市场已经建立了短期爬坡交易机制以适应可再生能源发电资源的临时短缺，调度机构可以通过爬坡类产品有效维持电力系统的稳定性和安全性。随着未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，我国可以借鉴相关经验，引入调节性能更好的发电机组进一步满足快速爬坡的要求。引入系统惯性类产品，补偿电力系统常规能源机组。电力系统需要维持稳定，其本身存在的系统惯性十分重要，它可以预防突发事故导致的机组停转。而不同于常规发电机组本身存在物理惯性，新能源机组对系统惯性的贡献十分微弱，随着未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，这将会对系统调节性能带来影响。为了应对新能源机组的系统惯性不足的问题，2014年，美国得州电力市场最先在向FERC（美国联邦能源管理委员会）提交的未来辅助服务市场设计草案中提出了同步惯性频率响应（SynonousInertialResponse,SIR），一种为了应对可再生能源接入所引入的新兴辅助服务产品，通过对提供系统惯性、维持系统稳定运行的常规能源机组进行补偿，鼓励市场中常规能源机组的发展。目前，PJM市场已经拥有了无功平衡、调频、黑启动和备用四类辅助服务。其中，无功平衡和黑启动主要是通过签订合同或协议进行交易，备用服务在日前及实时市场中与电能联合出清，调频在实时市场中与电能联合出清。PJM将调频、备用辅助服务义务按照实际负荷量比例分配给负荷服务商（LSE），将辅助服务费用完全传导给终端用户。2022年，PJM市场中辅助服务费用为1.08美元/MWh，占终端电费电价的1.0%。其中，无功平衡占比最高，达到46%，其次是调频，占比35%，黑启动和备用占比在10%左右。（2）建立并完善容量保障机制多种容量保障机制，确保电力资源的充裕性。容量市场机制：美国部分电力市场已经建立起了容量市场机制，例如PJM市场、MISO市场，通过市场化交易的方式确保电力充裕。2022年，PJM市场的容量费用为8.03美元/MWh，占电价比重为7.6%。稀缺定价机制：ERCOT电力市场通过建立稀缺定价机制，即设置较高的价格上限，在系统资源短缺的时候允许市场价格陡升至较高水平，从而使边际机组能够回收成本；具有容量市场的电力市场中，也可以同时采用稀缺定价机制，但其价格上限一般远低于纯电能量市场的价格上限。灵活性资源远期备用制度：CAISO市场建立了灵活性资源远期备用制度，每年根据系统负荷、新能源装机情况等预测第二年系统中所需要的灵活性资源，并按一定规则将灵活性资源的需求分配给负荷服务商（LSE），LSE再通过双边合约的方式购买灵活性资源（包括发电、储能、需求侧响应等）以满足相应的配额需要。（3）鼓励储能参与电力市场扩大储能参与电力市场规模，促进新能源消纳。为了促进储能行业发展，提升电网可靠性和运行效率，并缓解电力系统消纳压力，美国联邦能源监管委员会（FERC）陆续颁布法令推动储能参与电力市场。2007年颁布的890号法令和2008年颁布的719号法令要求RTO/ISO修订市场规则，允许储能进入电力批发市场；2018年颁布的841号法令对储能参与市场提出了若干要求，要求赋予储能和其他主体一样的市场地位，并将储能的准入门槛由1MW降低至100KW。此外，在841号法令下，各ISO在选择技术路线方面有一定的自主权。2020年，美国能源部（DOE）推出《“储能大挑战”路线图》，要求到2030年建立并维持美国在储能利用和出口方面的全球领导地位，拥有可靠的国内制造链和不依赖进口的关键材料供应链。2021年，DOE宣布发起“长时储能攻关计划”，目标是在10年内将时长超过10小时的储能系统成本降低90%以上。政策支持下，美国储能参与市场规模快速扩大。截至2020年，CAISO的储能总容量达到7260MW，其中非抽水蓄能总容量达到1120MW；PJM储能总容量达到6220MW，非抽水蓄能总容量达到780MW。三、改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本1、电力市场：中长期分时精细化，加速推进现货试点我国电力市场包括售电方、购电方、做市商三方构成的市场主体。作为一个微观经济系统，电力市场的各个组成部分环环相扣。按照时间，电力系统可划分为电力现货市场和中长期市场；按交易品种可划分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电权市场；按交易规模可划分为电力批发市场和零售市场；按交易范围可划分为省内交易和省间交易/跨省跨区交易。不同的子市场具有不同的交易对象与价格形成机制。（1）中长期市场：向精细化方向发展，运行机制逐渐与现货市场衔接改革看点：在未来全面推动现货市场之后，中长期市场有望在交易频次和交易时段两个方向上进一步精细化发展，运行机制逐渐与现货市场衔接。2015年以来，我国已建立了相对成熟的中长期市场。双边协商场外交易、集中撮合交易、挂牌交易等交易方式及其价格机制也较为完善。目前我国中长期市场交易规模较大，2022年中长期交易电量达4.14万亿千瓦时，且中长期交易电量占市场化交易电量比重较大，近三年均保持在80%左右。在未来全面推动现货市场之后，中长期市场有望在两个方向上进行精细化发展，与现货市场进行衔接。在价格形成机制上，由于现货市场的出现改变了市场的定价逻辑，中长期交易将更多地以现货交易为基准；在交易组织上，中长期市场将会向精细化的方向发展，这主要包括两个方面：一是通过中长期分时段的细化，通过缩短交易周期，提升交易频次，引导调节资源发挥调节作用；二是中长期合约有望向运行日延伸，更多地在月度、月内甚至是运行日前几天以滚动的方式组织交易，进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。（2）现货市场：试点规模逐渐扩大，省内省间现货市场规模持续增长改革看点：现货试点规模将快速扩大，越来越多的省份将逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场，预计到2025年将有一半的省份具备现货运行条件，现货交易电量占比将持续上升，省间交易规模也将逐步扩大。现货市场的运行机制包含模拟试运行、调电试运行、结算试运行三个阶段。现货市场的核心在于通过15分钟的供需形成价格信号，进而挖掘发用两侧调节能力，提升新能源的消纳空间。电力现货市场的建立包括三个阶段，即模拟试运行阶段、调电试运行阶段、结算试运行阶段。通常来说，若某个市场能够进行长周期不间断的结算试运行，就意味着其具备了开展电力现货市场的条件。随着电力市场化改革不断推进，以试点形式开展的电力现货交易有望快速推进。省内交易：当前我国现货市场主要是以试点的方式进行。2017年进行了第一批省内电力现货试点，涵盖8个省份；2021年进行了第二批试点，涵盖6个省份。目前，只有山西、山东、内蒙古、广东和甘肃5个省份进入了长周期不间断结算试运行。在国家全面推进现货市场建设的要求下，现货试点规模有望快速扩大，越来越多的省份将逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场，现货交易电量占比将持续上升。预计到2025年，将有半数省份具备现货运行条件。省间交易：2021年11月国家电网印发的《省间现货交易规则》在时间维度上实现了日前96点、日内2小时滚动交易，在空间维度上覆盖了全国大部分省份，在交易品种上覆盖了多种能源的电量交易，对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用，省间交易规模也将逐渐扩大。（3）辅助服务市场：以市场机制确定交易主体，用户侧分摊比例进一步提升改革看点：预计随着新能源渗透率上升，对于辅助服务的需求将逐渐提高，辅助服务市场规模不断扩大，服务提供主体和价格将通过市场机制进行选择。用户侧参与分摊辅助服务费用的比例将进一步上升，从而有效降低发电主体的分摊压力。辅助服务是为维持电力系统安全稳定运行，由发电企业、电网企业和储能设施、用户等第三方提供的服务。主流的辅助服务品种为调峰、调频、备用、调压等，其中前三者为有功服务，调压为无功服务。截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。完善用户共担共享辅助服务机制，减轻发电侧主体的分摊压力。根据国际经验，辅助服务费用占总电费的比重在3%以上，随着新能源渗透率的提高还将持续增长。目前，我国辅助服务市场考核与补偿主体仍主要是常规火电，虽然部分地区将风电、光电等纳入辅助服务市场考核范围，但上下游价格传导机制并不完善。为此，新版《电力辅助服务管理办法》提出，按照“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，进一步完善了辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立了用户参与的分担共享机制，可一定程度上疏导电力系统运行日益增加的辅助服务费用。预计随着新能源渗透率上升，对于辅助服务的需求将逐渐提高，辅助服务市场规模将不断扩大。用户侧参与分摊辅助服务费用的比例将进一步上升，从而有效降低发电主体的分摊压力。（4）容量保障机制：有望出台全国层面的容量电价政策改革看点：中短期内，有望出台全国层面的燃煤发电容量电价，并覆盖绝大多数发电企业，从而支撑火电企业的盈利预期。容量保障机制主要包括容量市场、稀缺定价和容量补偿。容量市场机制是在现货市场成熟的条件下通过市场化形式形成有效容量的价格；稀缺定价模式是指在短期供需紧张时，让一些发电企业获得极高的价格，从而帮助其回收成本；容量补偿则是通过行政手段合理地统筹各方利益，直接制定补偿价格，补偿费用一般由电力用户分摊。在新能源比例不断提高的背景下，我国有望出台全国层面的容量电价政策，支撑火电企业盈利预期。在储能技术实现大规模商品化应用之前，负责调峰运行的火电机组容量直接决定着风光的并网发电装机容量。此外，新能源大规模并网将挤压火电利用小时数，火电企业将产生较大损失。因此，建立适当的容量补贴制度，对于激发火电企业运行和投资积极性，以及维护电力系统的安全性十分必要。由于容量市场机制对市场基本条件的需求相对较高，而稀缺定价又会对电网价格的稳定性造成较大冲击，因此我国很可能以容量补偿的方式为燃煤发电企业提供相应支持。目前，我国已针对风光大基地的配套煤电，以及应急备用电源出台了容量电价政策。预计在中短期内，有望出台全国层面的燃煤发电容量电价。在电价方面，考虑到维持终端用户价格的较为稳定的要求，预计该容量电价很可能无法完全弥补火电企业在市场中提供可靠性的支持。2、电源侧：完善新能源供给消纳体系，推动煤电向支持性电源转型改革看点：未来将推动建设更多的源网荷储一体化以及风光水火储多能互补项目。国家层面将对煤电的装机规模和建设节奏进行统筹，并对存量煤电“三改联动”以及新增煤电应用超超临界等先进技术提出更高的要求。推动多能互补，一体化基地将成为重点发展方向。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指出源网荷储一体化和多能互补是实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措。一方面，强化源网荷储各环节间的协调互动，有助于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，提升系统运行效率和电源开发效益；另一方面，优先利用清洁能源，发挥常规电站调节性能，适度配置储能设施，调动需求侧灵活相应积极性，有利于促进能源与生态环境的协调可持续发展。2021年以来，我国已陆续推动新疆、四川、云南、陕西等地的项目建设，正积极开拓宁夏、蒙西等地区的综合能源基地规划建设。煤电“三改联动”正当时，先进技术助力清洁低碳转型。根据新型电力系统建设“三步走”路径，到2030年之前，煤电仍然是电力安全保障的“压舱石”。对于存量机组来说，改造升级是提高电煤利用效率、减少电煤消耗、促进清洁能源消纳的重要手段，对推动碳达峰碳中和目标如期实现具有重要意义。2021年，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出开展煤电“三改联动”，即节煤降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现煤电向清洁、高效、灵活转型。对于新增燃煤发电机组，可以通过采取先进高效的发电技术，如超（超）临界发电技术、超临界CO2循环发电技术等，通过降低煤耗减少碳排放。3、电网侧：提升信息化、智能化改造，“分布式”与“大电网”兼容并存改革看点：电网信息化、智能化改造水平将不断提升，模式将向着“分布式”与“大电网”兼容并存的格局发展。在此过程中，通过市场化电价改革，厘清各主体利益分配问题，实现权责和义务的平衡。通过提升电网信息化、智能化水平，保障电力可靠、稳定、低成本供应。由于我国电网呈现交直流送受端强耦合、电压层级复杂的电网形态，送受端电网之间、高低压层级电网之间协调难度大，且随着社会用电量和上网电量持续增长，电网形态复杂化特征凸显，电网运行面临不稳定、高成本、低效率的风险。智能电网是在传统电力系统的基础上，通过集成新能源、新材料、新设备和先进传感技术、信息技术、控制技术、储能技术等新技术，形成的新一代电力系统，具有高度信息化、自动化、互动化等特征。2015年发布的《关于促进智能电网发展的指导意见》指出，发展智能电网，有利于进一步提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，实现能源生产和消费的综合调配；有利于推动清洁能源、分布式能源的科学利用，从而全面构建安全、高效、清洁的现代能源保障体系。促进“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变，电网多种新型技术形态并存。为推动解决大比例新能源发电的随机性和波动性问题，调度运行模式需从“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变。在此过程中，需要进一步推动柔性交直流输电等新型输电技术广泛应用，电网将从交直流混联大电网向微电网、柔直电网等多种形态电网并存的形态转变。就地就近消纳新能源，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。我国智能电网建设以“坚强、自愈、兼容、经济、集成和优化”为主要方向。其中，“坚强”和“自愈”主要是从集中式供电系统自身入手，通过信息技术、自动控制手段的运用等来提高电网的安全稳定性；而“兼容、经济、集成和优化”则需要将电网从一个有限的封闭系统转变为开放的系统，允许更多分布式电力接入，实现需求侧、供应侧的互联互通，从而提高系统运行效率。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，促进新能源的就近就地开发利用，未来的电网模式将向着“分布式”与“大电网”兼容并存的格局发展。通过加强配电网网架结构，合理配置布点容量，不断丰富配电网调节手段，加快配电网一、二次融合和智能化升级，提升配电网灵活性和承载力，满足分布式新能源规模化开发需要。亟需通过电价机制改革，明确配电网和微电网对新能源消纳的权责义务。比如“隔墙售电”，指允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给邻近的能源消费者，电网公司就输配电服务仅收取“过网费”。根据2017年国家发改委和国家能源局发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，隔墙售电的交易模式有三种，包括直接交易、委托代售和售给电网企业。当前，由于权责不对等，过网费机制、系统备用成本分摊、偏差考核机制等不完善，隔墙售电难以落地。一方面，当前各地供电公司仍存在售电量指标，若允许隔墙售电就相当于供电公司将割舍掉这部分的售电量；另一方面，分布式发电交易需要电网公司提供电力输配、技术支持等服务，并配合组织市场化交易，在市场化交易合同无法执行的情形下，电网公司还须全额购买参与交易项目产生的电量，这些均增加了电网公司的运营成本。若想要加快分布式电源与智能电网协同发展，亟需通过电价机制改革，厘清各主体的利益分配等问题。4、用户侧：引导用户自发提升调节能力，促进可再生能源价值实现改革看点：预计未来将通过分时电价引导工商业和居民用户参与调节。但出于对居民电价稳定性的考虑，居民侧的分时电价可能会以自愿的形式进行组织，且整体居民侧平均电价会保持相对稳定。此外，未来将通过绿电、绿证及碳排放的有效衔接，鼓励用户增加绿电的购买意愿，进一步发挥可再生能源环境价值，推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变。电价走势判断：居民端维持相对稳定，工商业用户电价提升，其中，系统运行费用和输配电价的提升将对冲掉上网电价的下行部分，带来整体销售电价的提升。（工商业销售电价↑=上网电价↓+输配电价↑+线损+政府基金及附加+系统运行费用↑↑）以市场机制发挥用户侧灵活性，自发促进系统供需平衡。由于我国可靠装机能力增速不及最大负荷增速，预计中短期内我国电力保供压力将逐渐增加。因此，需要充分发挥用户侧灵活性，引导用户自发提升调节能力。对于工商业用户来说，由于其已经全面参与市场化，未来将进一步通过市场机制引导其在供需紧张时少用电；对于居民用户来说，可能会通过分时电价的方式引导其进行系统调节，不过出于对居民侧电价稳定性的考虑，该分时电价机制可能会通过自愿参与的方式进行组织，且居民端分时电价执行后整体电价水平会相对维持稳定。售电公司业务规模有望持续扩大，虚拟电厂和地方售电公司前景广阔。2021年10月，国家发改委发布《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。此外，《通知》中明确提出，各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围，这意味着电网企业代理购电仅为过渡阶段。对于用电量小、电压等级低的用户来说，其面对发电企业时议价权较低，寻找售电公司有望成为其未来参与市场交易的主要途径。此外，随着新能源接入比例提高，用电峰谷差拉大，尖峰负荷持续攀升，能够将分布式发电、需求侧和储能资源汇聚起来统一调度的虚拟电厂有望迎来快速发展期，地方性售电公司和发电企业的售电公司也将会有较大的发展空间。探索绿电交易，鼓励用户侧使用绿电，以市场化方式体现绿色电力环境价值。绿色电力交易是以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，在电力中长期市场机制框架内设立的交易品种，能够全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，并提供相应的绿色电力消费认证。通过绿电的环境价值，减轻用户侧的能耗压力，可以鼓励用户侧自发使用绿电，从负荷端推进绿电消纳。2021年9月，国家发改委、国家电网和南方电网联合发布《绿色电力交易试点方案》，提出开展绿色电力交易试点，优先保障绿色电力生产供应，鼓励用户侧绿色电力消费。自试点开展以来，各地绿色电力交易电量不断攀升。2022年，广东绿电成交量15.4亿千瓦时，同比增长超过50倍；浙江全年累计绿电成交量达25.76亿千瓦时，同比增长611.21%。促进绿电绿证与碳排放市场衔接，实现能耗双控向碳排放双控转变。绿电交易、绿证交易和碳排放权交易都是我国推进能源绿色低碳转型的重要市场机制，三者存在一些体制机制商的冲突。一方面，绿电交易市场与碳交易市场可能存在着重复支付环境费用的问题，造成电-碳市场衔接存在缺陷；另一方面，绿电市场和绿证市场的证电关系也存在着明显的冲突，绿电市场的“证电合一”模式与绿证市场的“证电分离”差异造成了双市场机制下的证电关系紊乱。2022年1月，国家发改委和国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。为推动我国“双碳”的目标达成，有序实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，我国有望进一步探索绿电、绿证交易与碳排放交易等不同市场机制的衔接和协同发展路径，从而有效引导用户节能降碳减排。预计系统运行费用和输配电价上升，将带来用户电价整体上行。用户电价包括上网电价、输配电价、线损、政府性基金及附加以及系统运行费用。上网电价：随着新能源占比提高和现货市场不断完善，低边际成本的新能源机组会在低价时增加申报容量，导致平均上网电价下降。输配电价：随着新能源比例的上升，对于电网资源配置能力的要求也将逐渐提高，电网投资增速预计快速增长，而售电量与经济和人口增速相关，增长相对较慢，导致每度电需要回收的成本上升