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　　1.著眼當下：我國電力體制改革的現狀

　　我國電價體系較為復雜，從終端用戶的角度來看，用戶的用電電價=上網電價+輸配電價+其他費用(主要是政府性基金及附加)。在非市場化機制下，三個部分均由政府核定，政府主要通過輸配電價來調節不同時段電價從而形成分時電價，滿足基本的價格調節機制。 2015 年電改后我國重新核定了輸配電價，這也是電力市場化的基礎。未來在市場化要求下該電價形成機制將產生如下變化：

　　(1) 電能量市場：綜合用電需求價格的穩定性和靈活性，上網電價將分為中長期電價和現貨電價，并由市場化方式形成。 (2) 輔助服務市場：輔助服務自電力系統誕生起就存在，但此前輔助服務的提供方和承擔方均為發電側，用戶側不承擔此項費用，主要原因在于傳統電源結構下，發電側大部分電源都是可控電源。但是“十三五”以來，隨著新能源裝機占比提升，輔助服務的需求和供給開始失衡，電力系統無法內部消化指數型增長的輔助服務需求和成本。2021 年 12 月發布修訂版《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》(以下稱“兩個細則”)將用戶側納入分攤范圍。 (3) 容量電價：容量電價是現貨市場的重要“補丁”，對穩定現貨價格、保障電力供給安全具有重大意義。容量電價是用戶側為了保證用電充裕度而支付的保險，因此理應由用戶側承擔。

　　因此在市場化機制下，用戶的用電電價=上網電價(中長期+現貨)+輸配電價+輔助服務費用(調峰、調頻、備用、爬坡、轉動慣量、自動電壓控制、調相、無功調節、穩定切機、穩定切負荷、黑啟動等)+容量電價+其他費用(主要是政府性基金及附加)。需要指出的是，在第三監管周期輸配電前，容量電價作為電網的運行成本，實際上是作為輸配電價的一部分。這里我們不摳定義細節，重點圍繞中長期、現貨、輔助服務、容量電價、輸配電價(不含容量電價)五個方向展開。上述五個方向除輔助服務外，其余四項都是由用戶側承擔，輔助服務則是電源側和用戶側共同承擔。

　　1.1 電能量市場：中長期及現貨市場基本形態已經形成但仍有諸多限制

　　如果把上述五個方向繼續向下展開，涉及到的品種多達十幾種，紛繁復雜的電力交易品種以及各不相同的機制提高了對電力市場研究的門檻。但從電力系統運行的本質來說，不論是電能量市場、輔助服務市場還是容量電價，大體上都是要實現兩個功能：有功平衡和無功平衡。有功平衡即電力系統需要保持發電功率和用電負荷時時刻刻相等。為了保證供電的可靠性以及用電成本的穩定性，用戶側需要提前安排和預測其未來的用電需求，發電側需要提前預測其未來出力情況(風電、光伏、水電等)或安排發電計劃(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劃，距離用電時間越遠把握性越小，所以根據簽訂合約時點與實際用電時點的遠近，可以分為中長期和現貨交易，本質目的是對電力合約進行分解，使得電力合約與實際用電需求盡量匹配。中長期交易從時間尺度上可以分為年度合約、季度合約、月度合約等，現貨交易則主要分為日前、日內和實時現貨交易。將電能量市場根據時間尺度不同分解為不同的產品，本質上是在市場靈活性和交易成本之間取平衡，時間尺度越長靈活性越差，交易成本越低，反之則靈活性越強但交易成本越高。

　　在現貨開始交易之前，通過年度、季度和月度合約交易情況，會產生 D 日一天 24 小時每時每刻的用電曲線。而在現貨交易開始后，實際電力供需發生變化，用電曲線與中長期曲線產生偏差，偏差部分按照現貨與中長期量差及現貨價格結算。簡單表述，即：在 T 時刻的電費=中長期電量×中長期價格+(中長期電量-現貨電量)×現貨價格。由以上公式我們可以得出以下幾個結論： (1) 目前多地要求中長期市場電量規模下限為用電總量的 90%左右，因此中長期電量和價格決定了電源側的基礎收益。 (2) 機組實際發電曲線與中長期曲線越接近，則收入越穩定。理論上實際發電曲線與中長期曲線完全重合時機組收入與現貨價格無關。 (3) 現貨市場的交易規模十分接近總用電量，通常大家所說的 10%現貨規模指的是與中長期電量偏差部分。現貨是實際交割的物理合約，而中長期市場為金融合約，現貨價格會影響中長期市場價格。

　　1.1.1 中長期市場：形式基本建立但仍有多方面限制

　　2016 年底國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《電力中長期交易基本規則(暫行)》，規定了電力中長期交易的品種、周期、方式、價格機制、時序安排、執行、計量結算及合同電量偏差處理、輔助服務等內容，建立了相對完整的電力中長期交易規則。2020 年 6 月，國家發改委、國家能源局印發正式版《電力中長期交易基本規則》。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 年達到 46%。最近一次中長期市場大規模改革源自 2021 年 10 月發布的 1439 號文，彼時受國際能源價格大幅上漲影響，我國煤炭價格也出現了明顯上漲，由于煤電上網電價缺乏調節機制，導致煤電度電成本超過上網電價的兩倍，煤電機組出現全國性現金流虧損，最終引發多省拉閘限電。為此 1439 號文一方面擴大了對于市場交易電價上下浮動范圍，更重要的是要求推動燃煤發電量和工商業用戶全部進入電力市場，并逐漸取消目錄電價。1439 號文發布后我國交易電量進一步上漲至 2022 年的 61%，煤電幾乎全部進入電力市場。

　　2022年是1439號文發布后電力市場運行的第一個完整年，以廣東省為例，廣東省 2022 年累計發受電量 7616 億千瓦時，其中外省送電 1772 億千瓦時，本地電源發電量 5844 億千瓦時，從交易電量來看，2022 年廣東省總共完成交易電量 5309 億元，占本省機組發電量的比例超過 90%，其中直接交易電量 2986 億千瓦時，占本身機組發電量比例為 51%。在直接交易電量中，中長期電量 2871 億千瓦時，占比 96%，其中年度交易 2662 億千瓦時，月度交易 223 億千瓦時，其余為周交易以及多日交易等?，F貨偏差電量 100 億千瓦時，但發電側日前總成交電量達到了 3800 億千瓦時。 2022 年廣東省內機組煤電、氣電、水電、核電、風電和太陽能發電量分別為 3157、 829、254、1019、270、103 億千瓦時，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 號文最重要的內容之一，煤電全部進入市場后，其發電曲線將全部由市場決定，而煤電由于出力可控，理論上可以嚴格按照中長期曲線進行發電，因此煤電中長期合同被視作“壓艙石”，是穩定用電成本的核心。因此目前對煤電的交易價格做出嚴格限制，各省煤電交易電價基于核定的燃煤標桿電價，并做上下浮動不高于 20%的限制(高耗能不受此限制)。目前絕大多數地區對于中長期交易比例都有比較明確的要求。

　　基于國情，我國還存在優先發電和優先購電用戶。其中優先發電用戶主要包括跨省跨區送電、保障消納的新能源、保障消納水電等，優先購電用戶指按照政府定價優先購電并獲得優先保障的用戶，主要包括一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電。優先購電用戶主要執行政府核定的目錄電價，優先發電用戶主要執行政府核定的上網電價，我國核電和水電以執行標桿電價為主，新能源保障性收購部分以當地燃煤標桿電價上網。優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模。我國一產和城鄉居民用電量比例增加幅度較為緩慢，10 年內增加不到 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電量進入中長期交易。從各省安排的中長期交易比例來看，煤電和氣電占據了中長期交易規模的絕大部分，這主要因為其他電源基本不受燃料成本影響，當前讓其進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。