容量电价：抽蓄和气电已实行容量电价 煤电容量电价仍 在探索

如果电能量市场可以充分反应成本，那么按理说对于煤电，即使未来利用小时数下降， 依然可以通过提高高峰时段电价（此时新能源无法提供电能，煤电拥有定价权）来弥补收 益，这是最为理想的情况。但实际情况，以上机制会面临两个问题：（1）难以预测未来电 价：对于长期的用电需求及新能源出力难以做出准确预测，火电企业难以精确预估电价趋 势；（2）无法激励冗余机组建设：电力系统作为公用事业属性，保证供电安全是首要目的， 在极端情况（高温导致用电负荷超出预期、外部因素导致部分机组非正常停机等）下应保 证有冗余机组提供电能，但只有电能量市场的情况下，投资方没有意愿建设冗余机组。 那么此时部分国家便研究出台了容量电价政策。电网预估未来全社会冗余容量需求， 并出台容量补偿（固定数额）或容量电价（市场竞标）来支付给这部分机组保证其收益。 这部分电量不论后续是否需要调用，均需要支付给机组，相当于用户侧支付的“保险”。 需要注意的是：容量电价由用户侧支付这一点相当重要，因为根本上来说极端情况下容量 不足，对于发电企业来说并没有实质性损害。

在我国，目前名义上的容量电价主要包括抽水蓄能、天然气发电以及山东省和云南省 的煤电。 抽水蓄能：我国截至目前共出台了 2014 年 7 月《关于完善抽蓄电站价格形成机制有 关问题的通知》和 2021 年 4 月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》两份抽 水蓄能电价政策文件，均强调了抽水蓄能执行两部制电价，其中容量电价主要体现抽蓄电 站保障电力系统安全的价值，弥补固定成本+合理收益；电量电价体现调峰填谷效益，弥补 抽发电损耗等变动成本，条款基本一致。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由 电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级 电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。容量电价机制按照 6.5% 准许收益率核定。

天然气发电：天然气发电响应速度快的优点使其成为部分地区重要的顶峰电源和调峰 电源。这也导致天然气发电利用小时数较低、电价较高。为了保证天然气发电的合理收益， 各地对天然气发电的电价都做出了特殊规定，大体可以分为两种：（1）第一种以湖南、广 东等地为代表，根据机型、利用小时数不同规定电价。比如湖南、广东；（2）第二种以河 南以及江浙沪等地为代表，采用了容量电价+上网电价两部制电价。

山东容量电价：山东省容量电价与山东省现货市场推进有关，2020 年 6 月山东省发布 《山东省电力现货市场交易规则（试行）》，首次提出了容量补偿。容量补偿电价（当前 价格为 0.0991 元/度）直接附加在电价中，由市场化用户承担，并由机组能够提供的可用 容量分摊。 云南容量电价：云南容量电价出台时间为 2022 年 12 月的《云南省燃煤发电市场化改 革实施方案（试行）》，文件规定燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调 节空间参与调节容量市场交易，交易价格为 220 元/千瓦·年±30%，买方为未自建或购买共 享储能服务的新能源场站。 前文我们分析过容量电价本质上是用电侧为可靠用电购买的“保险”，目的是促进可 靠电源冗余投资以保证电力安全。从这个角度来看，云南容量电价全部由新能源场站来承 担，且与新能源的电价相关，因此云南容量电价本质上是一种“辅助服务”，与甘肃的调 峰容量市场相似，而山东省容量电价更多像给当地火电机组整体的电价补偿，并未反应未 来容量的需求。从这个角度看，中国尚未有真正的煤电容量市场。

1.4 输配电价：历经三轮监管周期改革 电改道路已经铺平1.4.1 输配电价改革始于 03 年 15 年改革全面加速

我国输配电价市场化改革正式提上议程是在 2003 年。2003 年《国务院办公厅关于印 发电价改革方案的通知》中，首次提出输配电价应输配电价由政府价格主管部门按“合理 成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则制定，从此我国输配电价开始正式向“成本+ 合理收益”的模式过渡。在此之前，我国电力市场是计划电价模式，发电厂的上网电价和 用户侧销售电价均由政府核定，电网公司收取的输配电价实际上为其差额。这种模式最让 人诟病的地方在于电网公司依靠其垄断地位获取了超额的收益，且这种定价机制过于死板， 对于引导用电和引导建设电源都有一定的负面影响。

输配电价真正实现全面加速改革则是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，《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》(中发【2015】9 号)下发，输配电价改革全面 加速。2016 年 12 月 22 日，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》， 2017 年 12 月 29 日，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法（试行）》《跨 省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价 格的指导意见》，对省级电网、区域电网、跨省跨区专项以及增量配电网价格进行了全面 细化，并规定了每三年作为一个监管周期，首个监管周期到 2019 年结束。 2020 年，随着《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》、《跨 省跨区专项工程输电价格定价办法》等规定正式发布，我国正式制定出台了第二监管周期 输配电价，全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了 对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输 配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。至此 2005 年《关于印发电价 改革实施办法的通知》中制定的目标才基本完成。

输配电价三个组成部分中，共用网络输配电价和专项服务价格统均采用“核定成本“+ “准许”收益的机制，其中受历史沿革问题影响，我国输配电价存在大额的交叉补贴，主 要是高电压用户向低电压用户补贴以及不同省份之间的交叉补贴等。根据《省级电网输配 电价定价办法》，省级电网实行“准许成本+合理收益”的定价模式，各电压等级输配电价 =该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量。我们可做如下简要分析：（1）根据 2017-2020 年分电压等级投资数据来看，电网单位容量投资额基本呈现电压越低单位投资 额越高的特点。（2）而我国目前装机以火电、水电等直接接入 220kV 及以上电网的大型 机组为主，电量随电压等级递减。（3）高电压等级电网建设利用率高，传输相同电量所需 的容量更少。基于以上三点，低电压等级电网输配电价应显著高于高电压等级。 交叉补贴存在的问题：交叉补贴历史较久，我们认为在我国优先保证居民和农业用电 的基本原则下，短期破除难度较大。但交叉补贴影响了实际供需关系，且随着居民用电比 例提高矛盾会更加突出。

1.4.2 第三监管周期改革落地 制约市场化交易顽疾基本破除

2023 年 5 月 15 日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事 项的通知》，第三监管周期输配电价终于落地。 第三周期电网输配电价核定在多方面取得实质性突破，预示着新一轮电改加速。对比 2017-2019、2020-2022 两个监管周期，我们分析第三监管周期输配电价核定有三大核心 亮点：1）终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级， 减少不同电压等级之间的交叉补贴。2）精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴； 3）明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。上述三点都旨在理顺输配环节电价机制， 为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。

1）长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约 输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中 全部涉及。我国 2015 年提出电改 9 号文，拉开本世纪继 2002 年电改 5 号文后的第二轮 电改序幕，核心思想是“管住中间，放开两头”。在电力产业链中，电网属于“中间”， 具备自然垄断属性，由政府按照准许收益率核定价格，而发电和用电则是“两头”，需要 引入市场化竞争来提升效率。“放开两头”除了放开发电侧，另一个重要抓手是鼓励社会 资本以混合所有制方式发展配电业务。

早在国家能源局 2016 年颁布的《有序放开配电网业务管理办法》中即规定，“配电网 运营商拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务”，但是截 至目前，由社会主体投资的增量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍 外，一个重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给定各电压等 级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不同电压等级之间的输配电价差， 如增量配电网一端接入 10kV 电压用户，另一端接入 220kV 电网，配电网的收入即 10kV 电压等级与 220kV 电压等级的输配电价差值。但是在我国 2017-2019、2020-2022 两个 周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并未反映真实的输配电 成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极小，另一方面容量电价并未区分电压等级， 可理解为各电压等级之间的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高 电压等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞后。而配电网改 革的滞后也限制了电力系统整体的市场化程度，削弱发电侧议价权。

2） 电网企业购销价差商业模式彻底变为历史，系统不平衡资金明确传导至用户侧， 减少发电企业压力。此次明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配 电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽 水蓄能容量电费等，电网公司彻底结束购销价差模式。在过往实践中，由居民等用户产生 的不平衡资金，通常不能向下游传导，辅助服务费用和抽水蓄能成本的分摊也缺乏制度性 规定，往往由电力系统内部消化。此次明确终端电价构成，辅助服务费用和抽水蓄能电价 在终端电价中单列，由终端用户支付，与电网和发电企业均无关极大减少发电企业压力。

3）终端用户类别进一步精简，减少不同用户类别之间的交叉补贴。此次文件提出用户 用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电 价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农 业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的 用电）四类。用户类别的精简进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴，为不同用户公平 参与市场化交易扫清障碍。

4）线损单独列示，进一步为市场化交易铺路。一个容易被忽视的点是，本次核定的输 配电价中不再包括线损，而是作为综合线损率单独列示。在非市场化机制下，线损与上网 电价相关，作为折价统一核算在输配电价中。但市场化交易下，上网电价出现波动，线损 电费也会跟着上网电价波动，而输配电价每三年核定一次，线损不宜再直接折算为输配电 费，故将线损单独列示，最终将直接反应在电量中。此项改革将彻底理清线损的承担方， 为后续进一步的市场化交易铺路。

1.4.3 电网仍是电力交易核心环节 电力供需主要在省内完成

目前我国电能量交易市场的参与方主要包括发电企业、输配电网、电网调度、电力用 户、售电公司以及电力交易中心等。电网调度部门根据电网以及机组实际情况，向电力交 易中心发出约束条件从而形成电力交易的边界条件。电力交易中心作为电力合约交易场所， 发电企业、电力用户、售电公司均通过电力交易中心完成电能量交易，电网调度根据电网、 电源状态以及交易结果，向发电企业和输配电网发出调度指令，完成实际运行。 但是在我国，输电网、配电网资产以及电网调度部门均属于电网公司所有，电网公司 同时也参股电力交易中心。此外，由于电能量市场建设还处于非常初级阶段，直接交易和 通过售电公司交易无法覆盖全部市场，因此还需要电网代理购电，电网实际上也完成了大 量售电公司的职责。