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 由电力市场决定，整个电力系统的运行需要电力市场和电网紧密配合，才能在经济性和安 全性两方面达到最优。

一、 调度自动化： 调度自动化系统需要升级改造。未来随着分布式能源和电化学储能大规模接入、源荷 界面逐渐模糊，电力系统的复杂程度呈几何级数上升，传统的电力系统调度方式已经处理 如此庞大的信息和调度指令，电力系统智能化水平要求大大上升，调度自动化系统有望迎 来整体升级。公司研制的具有“智能、安全、开放、共享”特征的新一代调度技术支持系 统正在电网试点项目中逐步应用。

二、 配网智能化： 配电网是未来电网变化最大的环节之一。三大因素叠加，对配电网造成巨大压力，配 电网坚强程度决定了我国能源体系的安全：（1）分布式电源迎来高速发展，直接在配电网 内部消纳。（2）我国配电网的可靠性和智能化水平还比较落后。我国 2019 年户均停电时 间高达 823 分钟，分别是英国和德国的 59 倍和 23 倍。（3）终端用能比例上升会带来另 一个突出问题：用电设备种类多样化导致配网电能质量下降。 更加复杂的拓扑结构、种类更丰富的用电设备、潮流双向化导致配网的控制、保护策 略愈加复杂，目前的配网控制保护已经难以满足要求，急需升级改造。中短期内我国配电 网建设还是以充分布局自动化设备以及设备智能感知和用电数据监测为主，其中配电自动 化系统是核心。南方电网提出要全面推进以故障自愈为方向的配电自动化建设，有效实现 配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离和网络重构自愈。逐步延伸自动化覆盖面， 推进智能配电站、智能开关站、台架变智能台区建设，推进微电网建设，推广应用智能网 关，开展配电网柔性化建设。

三、 电网营销系统： 电力商品属性逐渐还原，电力营销刻不容缓。随着我国电力市场的不断开放，电网企 业单一的售电主体地位被打破，售电侧出现越来越多的竞争者。电力的商品属性正在被逐 渐还原，“供需决定价格，价格引导供需”，面对越来越多的电力卖家，消费者拥有了更 多的选择空间。对于电网企业而言，立足企业经营角度，面向市场为消费者提供多元的、 可靠的能源产品和能源服务，实现始于消费者需求并终于消费者满意，借助数字化手段进 行电力市场化营销成为一种必然选择。一般而言，电力营销系统涵盖客户服务、抄表管理、 电费核算、业扩管理、计量管理、售电业务、线损管理、用电检查、档案管理、辅助分析 与决策等模块。

4.3 灵活性资源在电改下获取合理收益有望 从 0 到 1 发展一、 煤电灵活性改造

煤电是当前潜力最大的灵活性资源之一。截止 2022 年底我国煤电装机已突破 12 亿千 瓦，后续仍将保持一定规模的建设。但我国煤电灵活性较差，纯凝机组不经过改造最低出 力一般只有额定容量的 50%左右，热电联产机组在供热期则更差。如果通过改造将最低出 力降低至 25%则可以释放出仅 5 亿千瓦调节能力，大约相当于 250GW 抽水蓄能，是现存 抽蓄调节能力的 5 倍。德国 2021 年煤电利用小时数 3664 小时，其中硬煤 4980 小时，褐 煤 2346 小时，中国 2022 年利用小时数达到近 4700 小时，仍有进一步下降空间；（2） 以日内波动来看，德国 2020 年 3 月 5 日晚间风电出力大幅增加，从午间约 7GW 大幅增 加至晚间超过 28GW，硬煤发电迅速从最高 10.7GW 调减至不足 3GW，日内压低负荷到 30%以下，为新能源消纳做出巨大贡献。

电力市场的建设为灵活性资源的建设提供了土壤。目前来看，辅助服务市场、现货市 场和容量电价均有可能极大促进灵活性改造的开展。（1）辅助服务市场：目前各地“两个 细则”均不同程度提高了煤电深度调峰补偿的标准，此外各地均不同程度地将煤电调峰补 偿费用从“发电侧完全承担”转变为“发电侧和用户侧共同承担”，这对于灵活性改造和 灵活性制造的开展均有积极意义。（2）现货市场：与辅助服务给煤电补偿不同，现货市场 主要通过新能源大发时段的低电价逼迫煤电降低出力进而让煤电厂自发进行灵活性改造。 （3）容量电价：也可以通过给煤电真正意义上的容量电价来促进灵活性改造的开展。

二、 聚合商和虚拟电厂

在第三产业和城乡居民用电比例逐渐上升的背景下，“尖峰负荷”问题凸显。尖峰负 荷具有短时波动较大、持续时间较短等特点。如果仅为保证尖峰负荷配套电源和电网建设， 投资规模过大、效率过低。因此削减短时尖峰负荷从全社会角度来看是最经济的解决方法。 过去的“有序用电”“拉闸限电”本质上也是对需求侧进行管理，但这种方式过于简单粗 暴。

除了大工业用户可以与电力公司签订需求侧响应协议外，小用电客户也可以通过聚合 商的形式统一参与到电力系统运行中，通过调低或调高负荷来响应电力系统需求，这便是 虚拟电厂的概念。从本质上来说，聚合商参与的是调频辅助服务市场，但当前我国部分地 区为聚合商单独制定收益和结算机制。

4.4 电力市场化促进降本增效 数智环节值得关注

目前我国大多数电价的制定均遵循准许收益率法，该原则适用于成本稳定、供给结构 单一（不存在重大技术变革）和需求预期稳定（经济处于稳定上升期）的情况，更适合城 市燃气、污水处理、垃圾焚烧等其他公用事业领域，对于电力行业来说难以形成技术、降 本方面的有效正向激励。