3.立足國情：國內電改的可能方向

　　3.1 最艱巨能源轉型之路需要明確的制度促進改革

　　我國面臨著人類歷史上最為艱巨的新能源轉型之路。中國如今已經擁有全世界最大的 電力系統(tǒng)，2021 年我國發(fā)電量占全球比例已達到 30%，接近第二名美國的 2 倍，更重要 的是我國的用電規(guī)模仍在快速增長，2021 年我國全年新增發(fā)電量達 7552 億千瓦時(BP 口徑)，是德國 2021 年全國用電量的接近 1.3 倍，而德國總發(fā)電量從近 20 年基本維持在 穩(wěn)定水平。

　　我國新能源轉型伊始便布滿荊棘。此外，受光伏組件和儲能成本上漲等因素影響，2021 年、2022 年集中 式光伏裝機規(guī)模分別僅為 2560 萬千瓦和 3629 萬千瓦，明顯低于預期。風電新增裝機規(guī)模 則從 2020 年開始連續(xù)三年下滑，雖然與 2020 年和 2021 年兩次風電搶裝有關，但仍顯示 出我國新能源建設難度超過大家預期。 在這樣的背景下，電力市場規(guī)則對于新能源轉型至關重要。從海外國家經驗教訓來看， 一套合理的電力市場規(guī)則應滿足以下條件： (1) 通過有效的長期信號，推動可再生能源、靈活性資源和電網的投資，擁有充足 的容量保證用電安全。(2) 促進資源的高效調度和消費，同時促進整個電力系統(tǒng)空間和時間上的靈活性; (3) 電力市場規(guī)則應該與電力系統(tǒng)的能力和安全性要求相一致，保證電網安全可靠 運行; (4) 保證電力用戶用電安全性和經濟性。

　　新能源是電力系統(tǒng)完成碳中和目標的核心，但并非唯一發(fā)展方向。新能源可以提供清潔 的電量支持，但由于新能源發(fā)電具有間歇性，且難以提供充足的無功、轉動慣量等缺點，因 此未來的電力系統(tǒng)一定會需要更多的角色參與，包括儲能、氫能、電網以及需求側資源彌補 新能源的缺點。

　　一、 通過長期投資信號保證電力系統(tǒng)充足容量和靈活性

　　由于我國用電需求還在高速增長中，特別是用電負荷還在快速增長。2021 年和 2022 年我國最高用電負荷分別增加 1.14 億千瓦和 1 億千瓦，均超過德國全國的用電負荷。在目 前技術基礎下，頂峰電源依然需要繼續(xù)建設，根據(jù)我們測算，為了保證全國頂峰供電能力的 需求，到 2030 年煤電裝機需要達到 14.8 億千瓦，相比 2022 年底仍要增加約 3.8 億千瓦。 在過去機制下，煤電廠收入=電價×利用小時數(shù)×發(fā)電容量，但煤電利用小時數(shù)下降是必然趨 勢，收入也呈下降趨勢，對煤電建設是負面信號。

　　此外對于儲能及需求側資源來說，雖然理論上現(xiàn)貨確實能夠使其獲得商業(yè)運行的可能， 但是現(xiàn)貨市場的收益相對來說波動較大且不確定，因此給與他們必要的長期投資信號也是必 須的。此外，明確的長期投資信號對于新技術投入商業(yè)運行給與指引，從而有效引導在新興 技術上的資本投入。可能的舉措包括： (1) 對可再生能源的支持機制。包括 a)逐漸建立碳市場、綠電交易市場，讓可再 生能源獲取合理的環(huán)境溢價。b)通過多樣的長期購電協(xié)議來保證新能源收益 的穩(wěn)定性;c)探索雙向差價合約機制，避免電價過高時新能源獲取過多的超 額收益等。 (2) 傳統(tǒng)電源時代不被重視的容量價值需要得到體現(xiàn)。通過建立容量補償或容量電 價機制，可以提高煤電、儲能等資源建設的積極性，從而給整個電力系統(tǒng)提供 充足性。 (3) 電力信息需要公開透明。電力系統(tǒng)的運行和交易具有特殊性，電網公司不論結 構如何總是多少擁有壟斷的特性，為了讓電力交易能夠順暢進行，盡量降低全 社會用電成本，跟電力交易有關的信息需要透明，才能確保所有電力市場參與 者都能公平交易。此外，公開電網的相關信息也非常重要，特別是必要的網架 信息以及電網長期的規(guī)劃。

　　二、 通過靈活的短期價格信號增加電力系統(tǒng)靈活性

　　為了提高能源系統(tǒng)的短期靈活性，日前、日內和實施平衡價格信號對于確保發(fā)電和用電 的有效調度、優(yōu)化綜合能源系統(tǒng)至關重要。為了滿足未來靈活資源組合的需求，短期市場需 要逐步接近實時運行，采用更短的結算期，消除市場進入獲取收益的障礙。

　　靈活的短期價格信號對于調動分散的能源和靈活性資源，特別是分布式電源、用戶側儲 能、電動車、虛擬電廠、需求側響應等具有積極意義。因為對于這些資源來說，為電力系統(tǒng) 提供靈活性可能并不需要過多額外的資本投入，短期價格信號的意義更加明顯一些。 而從更長遠的視角來看，短期價格信號對于電力系統(tǒng)與其他能源系統(tǒng)(如交通、熱力、 燃氣等)進行耦合互補也有積極作用。

　　三、通過輔助服務市場等確保電力系統(tǒng)有足夠的資源應對風險

　　輔助服務本質上是彌補電力交易的局限性，大部分輔助服務需要根據(jù)電網實時運行狀況 及時調用。但輔助服務同樣需要建立市場，反應出電力系統(tǒng)對輔助服務資源的迫切性，從而 引導輔助服務資源的建設。這需要兩方面的努力：a)電網公司能夠對長期的輔助服務需求提 出規(guī)劃;b)在此基礎上市場的設計必須反映電網的實際情況和需求。

　　3.2 結合國情 我國電力體制改革的可能方向有哪些

　　如果說 2020 年雙碳目標的提出是給電力行業(yè)指出了未來 40 年的發(fā)展方向，那么電改 就是電力行業(yè)邁向目標的核心推手。舊的電力體制已無法適應新的需要，改革勢在必行， 過去兩年電力行業(yè)面臨的種種困境已經證明了這一點。 電改給電力行業(yè)帶來的變革，主要在于電力行業(yè)收入端的擴容以及內部的收入再分配。 首先是電力行業(yè)收入端的整體擴容，雖然目前僅就電量成本而言，新能源在大部分地 區(qū)相比火電已經具有優(yōu)勢，部分地區(qū)甚至逼近水電，但由于新能源提供的容量和調節(jié)能力 相當有限，加上為保證新能源消納和用電安全的調節(jié)和容量成本，整體而言電源側的投資 將呈現(xiàn)大幅上升的態(tài)勢。據(jù)我們測算為保證碳達峰、用電安全以及增加調節(jié)能力，十四五和十五五期間電源側投資額需要進一步提高到 1 萬億以上，同時還需要投資抽水蓄能、儲 能等靈活性資源，相比雙碳目標提出前的 4000—5000 億左右的量級至少翻倍以上，而電 力消費量的增長相對有限?？紤]到電力資產收益率情況對電力投資持續(xù)性至關重要，因此 整個電力行業(yè)收入端的擴容也至關重要，否則會對雙碳目標帶來負面影響，這也是全社會 為雙碳轉型所必須承擔的成本。

　　一、 陸續(xù)放開優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電

　　按照《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》和《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》， 優(yōu)先發(fā)電的順序為跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電、保障性收購新能源、可再生能源調峰機組、二類優(yōu)先 發(fā)電機組(水電、核電、余熱余壓余氣發(fā)電等)。從電力交易的角度，優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電 排除在電力交易市場之外，并根據(jù)電網的預測和計算作為電力交易的邊界。 從未來長期趨勢來看，所有電源都要需要陸續(xù)進入電力市場進行交易，根據(jù)《電力中長 期交易基本規(guī)則(暫行)》的指導思想，進入電力市場的先后順序應為氣電、可調節(jié)水電、 核電、不可調節(jié)水電、風電及光伏。 目前我國優(yōu)先購電主要包括一產用電，三產中的重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)用電， 以及居民生活用電，出于公平角度，短期內這部分用電量可能不會進入電力市場，將仍執(zhí)行 優(yōu)先購電，那么相應的還會保持一定規(guī)模的優(yōu)先發(fā)電。但由于優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電規(guī)模增長 可能出現(xiàn)明顯偏差，因此也不排除后續(xù)取消優(yōu)先購電而采取補貼的方式降低其用電負擔的可 能。

　　二、 進一步放松中長期和現(xiàn)貨市場價格限制

　　我國目前絕大部分地區(qū)對中長期和現(xiàn)貨市場價格都執(zhí)行了限價，普遍認為主要出于以下 幾點原因：(1)中長期市場決定了全社會用電成本的水平，當前能源價格較高如果完全傳 遞到電力市場，可能造成用電成本大幅上升;(2)我國電力市場制度設置尚處于早期，完 全放松價格限制可能造成價格波動過大;(3)一旦放開限價可能導致部分電源產生暴利， 不符合大眾對電力企業(yè)公用事業(yè)屬性的定位。 但是從長期來看，限價如果長期保持，可能從全社會福利的角度會造成損害;(1)目 前價格不僅設上限還設置了下限，如果能源價格大幅下跌同樣缺乏向下調節(jié)空間，可能導致 全社會用電成本不降反升;(2)價格限制導致在某些情況下無法如實反應市場供需，難以 通過價格信號有效激發(fā)保供或調節(jié)能力;(3)限價如果長期限制實際市場供需的體現(xiàn)，可 能導致電力投資意愿下降。

　　三、 輔助服務市場進一步市場化并與現(xiàn)貨市場接軌、范圍進一步擴大

　　我國目前輔助服務市場定價機制主要有主管部門直接規(guī)定(如南方、華東)以及有限價 的市場化報價(如西北、華北等)等形式。直接規(guī)定的形式優(yōu)點是機組的目標收益較為明確， 但缺點是定價難以準確反應市場實際需求，可能導致收益率過高或過低。帶限價的市場化報 價機制比直接定價更靈活，但也難以完全反應市場需求。 因此預計后續(xù)輔助服務市場也會逐漸市場化并逐漸引入專門的輔助服務提供商，且部分 輔助服務將與現(xiàn)貨市場一起聯(lián)合定價或出清，以保證輔助服務市場準確定價，并引入更多的 市場化主體參與使得電力系統(tǒng)更加靈活、可靠。

　　四、 陸續(xù)執(zhí)行容量電價，并逐漸向容量市場過渡

　　煤電：煤電仍然是我國目前最主要的電源類型，后續(xù)煤電在極端情況下的保供以及調節(jié) 方面將發(fā)揮重要的作用，我國用電負荷仍將保持一段時間增長，煤電機組建設需求還在。但 后續(xù)煤電整體利用小時數(shù)逐漸下降已成趨勢，部分機組可能需要改造保持較低出力為新能源 讓出發(fā)電空間，在低利用小時數(shù)下保持合理收益對現(xiàn)有煤電機組穩(wěn)定運行、提升新建機組建 設意愿都有重要意義。我們預計后續(xù)煤電有望陸續(xù)實行容量電價，新能源消納壓力較大以及 缺電壓力較大的省份有望率先出臺。 儲能：新型儲能也存在給與容量電價的可能性，但與煤電不同，新型儲能能夠提供的容 量有時間限制(取決于配儲時長)，因此預計在獲取容量電價時相比于煤電會有所折扣。 新能源：理論上來說，新能源(包括光伏、光熱、風電等)也可以提供一定程度的容量 (風電和光伏相對較少，光熱相對較多)，因此也可以獲取容量電價，這在國外部分地區(qū)是 被允許的。

　　五、 短期內輸配分離可能性較小但交叉補貼問題需要解決

　　就我國國情來看，雖然 2002 年電改 5 號文提出了“輸配分離”的目標，但從實際執(zhí) 行情況來看，輸配分離甚至沒有邁出真正的一步。雖然歐洲的實際情況是輸配分離(即分 為 TSO 和 DSO)，但目前來我國短期內實現(xiàn)輸配分離的可能性不大。原因有以下幾點： (1) 我國 2015 年后才開始輸配電價改革，到目前第三監(jiān)管周期結束，整體上來看 基本完成了“管住中間”的目標，對電力市場化初步開展已無明顯阻礙; (2) 歐洲雖然有大大小小數(shù)千家 DSO，且其所有制多種多樣，但再小的 DSO 在其 管轄的地域都有排他性，屬于壟斷性企業(yè)。因此歐洲對 DSO 均進行了嚴格的 監(jiān)管，上中下游一體化經營受到限制，在財務、管理、法律等幾個層面有嚴格 的約束和要求。 (3) 在電力市場充分建立后，電網只需要負責平衡服務以及按實際發(fā)生的電量收取 輸配電價即可，電力供需均由市場決定，理論上電價高低與電網并無直接利益 關系，且當前較為發(fā)達的數(shù)字化和互聯(lián)網技術，讓客戶、售電商、發(fā)電企業(yè)對 接十分容易，因此判斷輸配分離當下并無迫切性需求。