1.著眼當(dāng)下：我國電力體制改革的現(xiàn)狀
我國電價(jià)體系較為復(fù)雜，從終端用戶的角度來看，用戶的用電電價(jià)=上網(wǎng)電價(jià)+輸配電 價(jià)+其他費(fèi)用(主要是政府性基金及附加)。在非市場化機(jī)制下，三個(gè)部分均由政府核定， 政府主要通過輸配電價(jià)來調(diào)節(jié)不同時(shí)段電價(jià)從而形成分時(shí)電價(jià)，滿足基本的價(jià)格調(diào)節(jié)機(jī)制。 2015 年電改后我國重新核定了輸配電價(jià)，這也是電力市場化的基礎(chǔ)。未來在市場化要求下 該電價(jià)形成機(jī)制將產(chǎn)生如下變化：
(1) 電能量市場：綜合用電需求價(jià)格的穩(wěn)定性和靈活性，上網(wǎng)電價(jià)將分為中長期電 價(jià)和現(xiàn)貨電價(jià)，并由市場化方式形成。 (2) 輔助服務(wù)市場：輔助服務(wù)自電力系統(tǒng)誕生起就存在，但此前輔助服務(wù)的提供方 和承擔(dān)方均為發(fā)電側(cè)，用戶側(cè)不承擔(dān)此項(xiàng)費(fèi)用，主要原因在于傳統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)下， 發(fā)電側(cè)大部分電源都是可控電源。但是“十三五”以來，隨著新能源裝機(jī)占比 提升，輔助服務(wù)的需求和供給開始失衡，電力系統(tǒng)無法內(nèi)部消化指數(shù)型增長的 輔助服務(wù)需求和成本。2021 年 12 月發(fā)布修訂版《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》 和《電力輔助服務(wù)管理辦法》(以下稱“兩個(gè)細(xì)則”)將用戶側(cè)納入分?jǐn)偡秶?(3) 容量電價(jià)：容量電價(jià)是現(xiàn)貨市場的重要“補(bǔ)丁”，對穩(wěn)定現(xiàn)貨價(jià)格、保障電力 供給安全具有重大意義。容量電價(jià)是用戶側(cè)為了保證用電充裕度而支付的保險(xiǎn)， 因此理應(yīng)由用戶側(cè)承擔(dān)。
因此在市場化機(jī)制下，用戶的用電電價(jià)=上網(wǎng)電價(jià)(中長期+現(xiàn)貨)+輸配電價(jià)+輔助 服務(wù)費(fèi)用(調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、自動(dòng)電壓控制、調(diào)相、無功調(diào)節(jié)、穩(wěn)定 切機(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷、黑啟動(dòng)等)+容量電價(jià)+其他費(fèi)用(主要是政府性基金及附加)。需要 指出的是，在第三監(jiān)管周期輸配電前，容量電價(jià)作為電網(wǎng)的運(yùn)行成本，實(shí)際上是作為輸配 電價(jià)的一部分。這里我們不摳定義細(xì)節(jié)，重點(diǎn)圍繞中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)、容量電價(jià)、 輸配電價(jià)(不含容量電價(jià))五個(gè)方向展開。上述五個(gè)方向除輔助服務(wù)外，其余四項(xiàng)都是由 用戶側(cè)承擔(dān)，輔助服務(wù)則是電源側(cè)和用戶側(cè)共同承擔(dān)。
1.1 電能量市場：中長期及現(xiàn)貨市場基本形態(tài)已經(jīng)形成 但仍 有諸多限制
如果把上述五個(gè)方向繼續(xù)向下展開，涉及到的品種多達(dá)十幾種，紛繁復(fù)雜的電力交易 品種以及各不相同的機(jī)制提高了對電力市場研究的門檻。但從電力系統(tǒng)運(yùn)行的本質(zhì)來說， 不論是電能量市場、輔助服務(wù)市場還是容量電價(jià)，大體上都是要實(shí)現(xiàn)兩個(gè)功能：有功平衡 和無功平衡。 有功平衡即電力系統(tǒng)需要保持發(fā)電功率和用電負(fù)荷時(shí)時(shí)刻刻相等。為了保證供電的可 靠性以及用電成本的穩(wěn)定性，用戶側(cè)需要提前安排和預(yù)測其未來的用電需求，發(fā)電側(cè)需要提前預(yù)測其未來出力情況(風(fēng)電、光伏、水電等)或安排發(fā)電計(jì)劃(化石能源)，因此需 要提前簽訂用電合約來使供需平衡。但不論新能源的出力還是用電計(jì)劃，距離用電時(shí)間越 遠(yuǎn)把握性越小，所以根據(jù)簽訂合約時(shí)點(diǎn)與實(shí)際用電時(shí)點(diǎn)的遠(yuǎn)近，可以分為中長期和現(xiàn)貨交 易，本質(zhì)目的是對電力合約進(jìn)行分解，使得電力合約與實(shí)際用電需求盡量匹配。 中長期交易從時(shí)間尺度上可以分為年度合約、季度合約、月度合約等，現(xiàn)貨交易則主 要分為日前、日內(nèi)和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易。將電能量市場根據(jù)時(shí)間尺度不同分解為不同的產(chǎn)品， 本質(zhì)上是在市場靈活性和交易成本之間取平衡，時(shí)間尺度越長靈活性越差，交易成本越低， 反之則靈活性越強(qiáng)但交易成本越高。
在現(xiàn)貨開始交易之前，通過年度、季度和月度合約交易情況，會產(chǎn)生 D 日一天 24 小 時(shí)每時(shí)每刻的用電曲線。而在現(xiàn)貨交易開始后，實(shí)際電力供需發(fā)生變化，用電曲線與中長 期曲線產(chǎn)生偏差，偏差部分按照現(xiàn)貨與中長期量差及現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算。簡單表述，即： 在 T 時(shí)刻的電費(fèi)=中長期電量×中長期價(jià)格+(中長期電量-現(xiàn)貨電量)×現(xiàn)貨價(jià)格。 由以上公式我們可以得出以下幾個(gè)結(jié)論： (1) 目前多地要求中長期市場電量規(guī)模下限為用電總量的 90%左右，因此中長期 電量和價(jià)格決定了電源側(cè)的基礎(chǔ)收益。 (2) 機(jī)組實(shí)際發(fā)電曲線與中長期曲線越接近，則收入越穩(wěn)定。理論上實(shí)際發(fā)電曲線 與中長期曲線完全重合時(shí)機(jī)組收入與現(xiàn)貨價(jià)格無關(guān)。 (3) 現(xiàn)貨市場的交易規(guī)模十分接近總用電量，通常大家所說的 10%現(xiàn)貨規(guī)模指的 是與中長期電量偏差部分?，F(xiàn)貨是實(shí)際交割的物理合約，而中長期市場為金融 合約，現(xiàn)貨價(jià)格會影響中長期市場價(jià)格。
1.1.1 中長期市場：形式基本建立 但仍有多方面限制
2016 年底國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》， 規(guī)定了電力中長期交易的品種、周期、方式、價(jià)格機(jī)制、時(shí)序安排、執(zhí)行、計(jì)量結(jié)算及合同電量偏差處理、輔助服務(wù)等內(nèi)容，建立了相對完整的電力中長期交易規(guī)則。2020 年 6 月， 國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)正式版《電力中長期交易基本規(guī)則》。2016 年以來，我國電 力市場化交易比例逐年上升，從全電量口徑來看，2016 年市場化電量占比為 19%，2021 年達(dá)到 46%。 最近一次中長期市場大規(guī)模改革源自 2021 年 10 月發(fā)布的 1439 號文，彼時(shí)受國際能 源價(jià)格大幅上漲影響，我國煤炭價(jià)格也出現(xiàn)了明顯上漲，由于煤電上網(wǎng)電價(jià)缺乏調(diào)節(jié)機(jī)制， 導(dǎo)致煤電度電成本超過上網(wǎng)電價(jià)的兩倍，煤電機(jī)組出現(xiàn)全國性現(xiàn)金流虧損，最終引發(fā)多省 拉閘限電。為此 1439 號文一方面擴(kuò)大了對于市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍，更重要的是要求 推動(dòng)燃煤發(fā)電量和工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場，并逐漸取消目錄電價(jià)。1439 號文發(fā)布后 我國交易電量進(jìn)一步上漲至 2022 年的 61%，煤電幾乎全部進(jìn)入電力市場。
2022年是1439號文發(fā)布后電力市場運(yùn)行的第一個(gè)完整年，以廣東省為例，廣東省 2022 年累計(jì)發(fā)受電量 7616 億千瓦時(shí)，其中外省送電 1772 億千瓦時(shí)，本地電源發(fā)電量 5844 億 千瓦時(shí)，從交易電量來看，2022 年廣東省總共完成交易電量 5309 億元，占本省機(jī)組發(fā)電 量的比例超過 90%，其中直接交易電量 2986 億千瓦時(shí)，占本身機(jī)組發(fā)電量比例為 51%。 在直接交易電量中，中長期電量 2871 億千瓦時(shí)，占比 96%，其中年度交易 2662 億千瓦時(shí)， 月度交易 223 億千瓦時(shí)，其余為周交易以及多日交易等?，F(xiàn)貨偏差電量 100 億千瓦時(shí)，但 發(fā)電側(cè)日前總成交電量達(dá)到了 3800 億千瓦時(shí)。 2022 年廣東省內(nèi)機(jī)組煤電、氣電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能發(fā)電量分別為 3157、 829、254、1019、270、103 億千瓦時(shí)，煤電占比為 54%。但在電力市場中，煤電是絕對 主力，中長期市場交易電量 2871 億千瓦時(shí)中煤電、氣電、核電占比分別為 74.8%、20% 和 5.2%。
煤電市場化是 1439 號文最重要的內(nèi)容之一，煤電全部進(jìn)入市場后，其發(fā)電曲線將全 部由市場決定，而煤電由于出力可控，理論上可以嚴(yán)格按照中長期曲線進(jìn)行發(fā)電，因此煤 電中長期合同被視作“壓艙石”，是穩(wěn)定用電成本的核心。因此目前對煤電的交易價(jià)格做 出嚴(yán)格限制，各省煤電交易電價(jià)基于核定的燃煤標(biāo)桿電價(jià)，并做上下浮動(dòng)不高于 20%的限 制(高耗能不受此限制)。目前絕大多數(shù)地區(qū)對于中長期交易比例都有比較明確的要求。
基于國情，我國還存在優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電用戶。其中優(yōu)先發(fā)電用戶主要包括跨省跨 區(qū)送電、保障消納的新能源、保障消納水電等，優(yōu)先購電用戶指按照政府定價(jià)優(yōu)先購電并 獲得優(yōu)先保障的用戶，主要包括一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中的重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)行業(yè)用電， 以及居民生活用電。 優(yōu)先購電用戶主要執(zhí)行政府核定的目錄電價(jià)，優(yōu)先發(fā)電用戶主要執(zhí)行政府核定的上網(wǎng) 電價(jià)，我國核電和水電以執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)為主，新能源保障性收購部分以當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià) 上網(wǎng)。優(yōu)先購用電部分作為電力交易的邊界條件決定電力市場交易的規(guī)模。我國一產(chǎn)和城 鄉(xiāng)居民用電量比例增加幅度較為緩慢，10 年內(nèi)增加不到 1.5pct，而水電、核電和新能源比 例上升幅度較快，因此同樣需要安排這些電源一部分發(fā)電量進(jìn)入中長期交易。從各省安排 的中長期交易比例來看，煤電和氣電占據(jù)了中長期交易規(guī)模的絕大部分，這主要因?yàn)槠渌?電源基本不受燃料成本影響，當(dāng)前讓其進(jìn)入電力市場的迫切性沒有火電高，而且其余電源 的電量占比仍然較低。
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