兴业证券投资品中心总经理、公用及环保行业首席分析师蔡屹
“双碳”背景下的本轮电力体制改革本质上是为了配合新型电力系统的建设，从而带动相关商业模式发生重大变革，电力行业价值将进一步重塑。具体来讲，火电未来在电力系统中的作用或将逐步由主力电源过渡至辅助、调节性电源，相关运营商将迎来商业模式重大变革，火电设备及火电灵活性改造相关企业亦将在风口上迎来发展机遇；风电、光伏等新能源发电受益于能源转型进程，行业将持续发展。除此之外，考虑到流动性宽松的大背景，水电、核电等稳健运营现金流资产将迎来估值重塑。
从电力体制改革看电力市场建设。改革开放之前，我国电力从生产、运输到消费，采用完全计划的管理模式。改革开放后，为了解决电源不足的主要问题，电力行业进行电力投资体制改革，实行“集资办电、多渠道筹资办电”政策，引入“还本付息电价”，核定能够覆盖融资成本、保障协议利润的上网电价、销售电价，形成了多家办电的格局。此后，国家主导电力行业“政企分开”，撤销电力工业部，成立国家电力公司。历史上，国内经历了三轮电力体制改革，市场逐步替代计划成为电力资源配置的主要手段：
第一轮：1985年鼓励电力投资主体多样化→2002年5号文厂网分离+三段式电价
为解决电力建设资金不足、电力短缺问题，1985年国家出台鼓励电力投资主体多样化的方案，从中央的“一家办电”改为“集资办电”，并打破单一电价模式，开始培育按市场规律定价的机制。2002年，我国正式开启第一轮电改，国务院发布《电力体制改革方案》，按照“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则进一步扩大电力市场经济改革的范围。其中主要举措包括：
（1）厂网分开/主辅分离：将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，成立国家电网、南方电网两家电网公司，华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团以及四家辅业集团公司。
（2）输配分开：电网企业可暂不进行输配分开的重组工作，但需逐步对配电业务实行内部财务独立核算。
（3）竞价上网：引入“三段式电价”定价机制（上网电价、输配电价、销售电价），其中，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。
第二轮：2015年放开两头+管制中间
2003—2007年我国出现电力持续短缺问题，首轮电力市场化改革进展缓慢。2015年3月，中共中央、国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，同年11月国家发改委发布6个电力体制改革配套文件，标志着新一轮电力体制改革全面铺开。第二轮电改的要点为“放开两头，管制中间”，针对售电市场放开和输配电价核定两大目标展开。具体措施主要为：
（1）放开两头：在发用两侧形成竞争电价、有序放开公益性和调节性电力计划以外的发用电计划、有序向社会资本放开配售电业务，其中燃煤发电标杆电价机制于2019年改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。
（2）管制中间：电网的收益模式由赚取购销差价转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。其中，输配电价按“准许成本加合理收益”原则、分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
第三轮：2021年燃煤发电电量全部进入市场建立新型电力体系及全国统一电力市场
2021年以来由于煤炭价格持续上涨，“市场煤、计划电”的模式下发电企业大幅亏损，发电企业发电动力不足导致全国出现缺电问题。2021年10月，国家发改委针对性发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，开启本轮电改。本轮措施如下：
（1）发电侧：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，其中高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。
（2）用户侧：推动工商业用户进入市场，取消工商业目录销售电价；居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。其中，工商业用户参与市场基本通过三种途径：直接参与交易、售电公司代理以及由电网企业代理购电。
同时，本轮电改提出新型电力体系概念，建设“源网荷储”四环节灵活性资源。2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定“三步走”发展路径——加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045—2060年），从“源网荷储”四环节建立灵活性资源，在新能源装机大规模并网的背景下保障电力系统运行的稳定性与安全性。
此外，全国统一电力市场体系加快建设，逐步细化全国电力交易中心相关规范。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》正式发布，提出积极建设全国电力交易中心，探索研究全国电力市场基础交易规则，健全多层次电力市场交易体系。2023年7月北京市政府再次提出《北京市贯彻落实加快建设全国统一大市场意见的实施方案》，积极争取全国电力交易中心在京落地，同月国家能源局召开2023年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议，强调将全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度。若参考美国PJM机制，电力市场将根据不同的电力价值进行划分，例如电能量价值、容量价值、灵活性价值、绿色价值、金融衍生价值等。其中，电能量为电力市场的基本标的，其价值即每发一度电所获收益，反映电能量供需关系；容量反映电力体系的充裕性，其价值体现为托底保供机组提供备用容量的成本；灵活性价值在辅助服务市场中体现，在新能源机组出力不稳定情况下解决实时电力的不平衡问题；绿色价值即绿电溢价，如绿电、绿证交易价格。不同电力价值共同作用于电力市场，保证其安全平稳运行。
（文章来源：中国证券报·中证网）
兴业证券投资品中心总经理、公用及环保行业首席分析师蔡屹
“双碳”背景下的本轮电力体制改革本质上是为了配合新型电力系统的建设，从而带动相关商业模式发生重大变革，电力行业价值将进一步重塑。具体来讲，火电未来在电力系统中的作用或将逐步由主力电源过渡至辅助、调节性电源，相关运营商将迎来商业模式重大变革，火电设备及火电灵活性改造相关企业亦将在风口上迎来发展机遇；风电、光伏等新能源发电受益于能源转型进程，行业将持续发展。除此之外，考虑到流动性宽松的大背景，水电、核电等稳健运营现金流资产将迎来估值重塑。
从电力体制改革看电力市场建设。改革开放之前，我国电力从生产、运输到消费，采用完全计划的管理模式。改革开放后，为了解决电源不足的主要问题，电力行业进行电力投资体制改革，实行“集资办电、多渠道筹资办电”政策，引入“还本付息电价”，核定能够覆盖融资成本、保障协议利润的上网电价、销售电价，形成了多家办电的格局。此后，国家主导电力行业“政企分开”，撤销电力工业部，成立国家电力公司。历史上，国内经历了三轮电力体制改革，市场逐步替代计划成为电力资源配置的主要手段：
第一轮：1985年鼓励电力投资主体多样化→2002年5号文厂网分离+三段式电价
为解决电力建设资金不足、电力短缺问题，1985年国家出台鼓励电力投资主体多样化的方案，从中央的“一家办电”改为“集资办电”，并打破单一电价模式，开始培育按市场规律定价的机制。2002年，我国正式开启第一轮电改，国务院发布《电力体制改革方案》，按照“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则进一步扩大电力市场经济改革的范围。其中主要举措包括：
（1）厂网分开/主辅分离：将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，成立国家电网、南方电网两家电网公司，华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团以及四家辅业集团公司。
（2）输配分开：电网企业可暂不进行输配分开的重组工作，但需逐步对配电业务实行内部财务独立核算。
（3）竞价上网：引入“三段式电价”定价机制（上网电价、输配电价、销售电价），其中，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。
第二轮：2015年放开两头+管制中间
2003—2007年我国出现电力持续短缺问题，首轮电力市场化改革进展缓慢。2015年3月，中共中央、国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，同年11月国家发改委发布6个电力体制改革配套文件，标志着新一轮电力体制改革全面铺开。第二轮电改的要点为“放开两头，管制中间”，针对售电市场放开和输配电价核定两大目标展开。具体措施主要为：
（1）放开两头：在发用两侧形成竞争电价、有序放开公益性和调节性电力计划以外的发用电计划、有序向社会资本放开配售电业务，其中燃煤发电标杆电价机制于2019年改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。
（2）管制中间：电网的收益模式由赚取购销差价转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。其中，输配电价按“准许成本加合理收益”原则、分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
第三轮：2021年燃煤发电电量全部进入市场建立新型电力体系及全国统一电力市场
2021年以来由于煤炭价格持续上涨，“市场煤、计划电”的模式下发电企业大幅亏损，发电企业发电动力不足导致全国出现缺电问题。2021年10月，国家发改委针对性发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，开启本轮电改。本轮措施如下：
（1）发电侧：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，其中高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。
（2）用户侧：推动工商业用户进入市场，取消工商业目录销售电价；居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。其中，工商业用户参与市场基本通过三种途径：直接参与交易、售电公司代理以及由电网企业代理购电。
同时，本轮电改提出新型电力体系概念，建设“源网荷储”四环节灵活性资源。2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定“三步走”发展路径——加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045—2060年），从“源网荷储”四环节建立灵活性资源，在新能源装机大规模并网的背景下保障电力系统运行的稳定性与安全性。
此外，全国统一电力市场体系加快建设，逐步细化全国电力交易中心相关规范。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》正式发布，提出积极建设全国电力交易中心，探索研究全国电力市场基础交易规则，健全多层次电力市场交易体系。2023年7月北京市政府再次提出《北京市贯彻落实加快建设全国统一大市场意见的实施方案》，积极争取全国电力交易中心在京落地，同月国家能源局召开2023年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议，强调将全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度。若参考美国PJM机制，电力市场将根据不同的电力价值进行划分，例如电能量价值、容量价值、灵活性价值、绿色价值、金融衍生价值等。其中，电能量为电力市场的基本标的，其价值即每发一度电所获收益，反映电能量供需关系；容量反映电力体系的充裕性，其价值体现为托底保供机组提供备用容量的成本；灵活性价值在辅助服务市场中体现，在新能源机组出力不稳定情况下解决实时电力的不平衡问题；绿色价值即绿电溢价，如绿电、绿证交易价格。不同电力价值共同作用于电力市场，保证其安全平稳运行。
（文章来源：中国证券报·中证网）
