新型电力系统专题报告：聚焦源网荷储，电改顶层设计渐清晰

（报告出品：招商证券）

一、回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功

1、两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速

改革开放初期，我国电力科技水平较为落后，电力系统基本实行集中统一的计划 管理体制，全国经历了长期缺电的局面。改革开放开启了我国电力建设的大发展 时期，国务院于 1985 年批转国家经济委员会等部门“关于鼓励集资办电和实行 多种电价的暂时规定”的通知，1987 年提出“政企分开，省为实体，联合电网， 统一调度，集资办电”的改革方针，加速了集资办电、利用外资办电、地方政府 办电等进展，极大促进了电力特别是电源的发展。在电力市场供求状况发生明显 变化之后，电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端， 2002-2021 年间，我国电力系统又经历了两次大改革。

（1）2002 年电改：厂网分开，竞价上网

改革背景：垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省 电力市场的形成和电力资源的优化配置。2002 年之前，中国电力行业主要 由国家电力公司和各地的地方电力公司垄断经营。由于国电和地方电力公司 拥有电力发电、输配电网等全产业链资源，缺乏有效监管和市场竞争，导致 电力市场竞争不足、行业效率低下、供需矛盾严重、服务质量较差等问题。

改革内容：2002 年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（5 号文） 发布，明确按照“厂网分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为 七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中 电投五家发电集团。“厂网分开”意味着将电力企业的发电部门与输配电部 门分离经营。分离之后，发电企业和输配电企业可以独立运营，加强内部管 理，并且为电力市场的开放创造了条件。电力体制改革还引入了“竞价上网” 机制，通过竞争的方式确定电力上网的价格。发电企业需要根据市场条件进 行竞价，并以竞拍的方式获得供电合同，切实提高电力市场的竞争性，促进 电力企业的投资积极性，提升电力供应的效率和质量。

（2）2015 年电改：配售分离，管住中间放开两头

改革背景：经过 2002 年电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输配售 电垂直一体化的垄断局面依旧存在，我国长期以来未能建立一套合理的输配 电价标准和核定方法。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后 于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度 和环境保护支出。

改革内容：2015 年 3 月，《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》（9 号文）印发，开启了新一轮电力体制改革。本轮改革的基 本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，形成“管住 中间、放开两头”的体制架构。一是形成了完整的输配电价体系。先后印发 跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办 法，构建了科学的独立输配电价制度体系，核定了各级电网输配电价水平， 适用于所有类型的电力市场化交易。二是有序放开发用电价格，市场形成价 格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进 了电力资源优化配置。

2、建设新型电力系统，电改进入新阶段

（1）电力系统发展现状

发电装机容量世界第一，用电量持续增长。我国是全球最大的发电装机市场，装 机规模与发电量均保持上升趋势。2010-2022 年，我国发电装机容量由 9.66 亿 千瓦上升至 25.64 亿千瓦，年均复合增速为 8.5%；全国规模以上工业企业发电 量由 4.14 万亿千瓦时上升至 8.39 万亿千瓦时，年均复合增速为 6.1%。与此同 时，随着经济的快速发展和人民生活水平的提高，我国的用电需求不断攀升。全社会用电量由 2010 年的 4.19 万亿千瓦时上升至2022 年的8.64 万亿千瓦时， 年均复合增速为 6.2%；人均电力消费量由 2010 年的 3135千瓦/小时上升至2021 年的 6032 千瓦/小时，年均复合增速为 6.1%。

绿色低碳转型不断加速，电力系统调节能力持续增强。随着我国对可再生能源的 重视和支持，太阳能、风能等绿色能源装机容量不断增加，绿色能源在电力系统 中的占比逐渐提升，为实现绿色低碳转型提供了强有力的支持。截至 2022 年底， 非化石能源装机规模达 12.7 亿千瓦，占总装机的 49%，超过煤电装机规模；非 化石能源发电量达 3.1 万亿千瓦时，占总发电量的 36%。其中，风电、光伏发电 装机规模 7.6 亿千瓦，占总装机的 30%；风电、光伏发电量 1.2 万亿千瓦时，占 总发电量的 14%。此外，随着新能源比例上升，我国采取了多种措施提升电力系 统调节能力。截至 2022 年底，我国煤电灵活性改造规模累计约 2.57 亿千瓦，抽 水蓄能装机规模达到 4579 万千瓦，新型储能累计装机规模达到 870 万千瓦；新 能源消纳形势稳定向好，全国风电、光伏发电利用率达 96.8%、98.3%。

市场化交易电量占比持续提升，目前占比超 60%，其中中长期交易占比接近 80%。随着电力市场的不断完善和市场主体的增多，市场化交易电量占比持续提升。2022 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 52543.4 亿千瓦时， 同比增长 39%，占全社会用电量比重为 60.8%，同比提高 15.4 个百分点。我国 的电力市场化交易主要为中长期交易，能够为电力企业、大型工业用户以及发电 设备投资者提供了长期交易的可靠保障，促进资源配置的合理性和市场稳定性。2022 年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 41407.5 亿千瓦时，同 比增长 36.2%，占市场化交易电量的比例为 78.8%。其中，省内电力直接交易（含 绿电、电网代购）电量合计为 40141 亿千瓦时，占中长期交易电量比重为 96.9%。

“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。价格机制是市场化的核心，2019 年 国家发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将 实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化电 价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。“基准价+上 下浮动”市场化电价机制的实施，推动了电力市场化进程，2020 年超过 70%的 燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价。2021 年，国家发改委印发《关于进 一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出燃煤发电电量原则上全部 进入电力市场，并要求各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场 价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10 千伏以上 的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。此次改革将推动建立“能涨能跌” 的市场化电价机制，是电力市场化改革又迈出的重要一步，有利于缓解当前燃煤 发电企业经营困难的状况，保障电力安全稳定供应。

（2）面临的挑战

电力系统可靠装机容量不足，负荷增速高于可靠容量增速。用电负荷方面，随着 我国经济复苏向好，叠加近年来极端天气频发，用电需求和负荷快速增长。据中 电联预测，2023年夏季全国最高用电负荷将比2022年增加8000万至1亿千瓦。而电力供应方面，近年来风光装机增速较高，而火电、水电等可靠性电源的装机 增速趋缓。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时间尺度均无法 有效匹配，且出力波动较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达 95%和 100%， 导致实际增加的稳定有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降水、风光资源、 燃料供应等方面的不确定性，我国电力供需将持续面临紧平衡的局面。

系统调节和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势严峻，运行成本将进一 步增加。随着新能源比例的不断提高，电力系统灵活调节资源迅速消耗。新能源 的间歇性、随机性和波动性特点使得系统调节变得更加困难，系统平衡和安全问 题更加突出。一些大型新能源基地存在网架薄弱和缺乏同步电源支持的情况，导 致系统支撑能力不足，新能源的安全可靠外送受到影响。近年来，全国的新能源 利用率整体上保持较高水平，但仍存在消纳基础不够牢固的问题，一些地区仍面 临较为严峻的风光消纳问题。例如，2022 年，蒙东地区弃风率高达 10%，青海、 蒙西、甘肃等省份弃风率超过 5%；西藏弃光率高达 20%，青海弃光率近 9%。此外，海外研究表明，当新能源电量渗透率超过 15%后，引发的电源、电网等系 统成本将大幅上涨，这些成本需要在终端用户电价中疏导。

电力系统“双高”特性凸显，安全稳定运行面临较大风险。随着大规模可再生能 源的接入及负荷侧的再电气化过程，大量的特性各异的电源、负荷、储能等装备 以电力电子为接口接入现有电力系统，使电力系统向着高比例可再生能源和高比 例电力电子设备的“双高”趋势快速发展。相较传统电力系统，“双高”电力系 统中同步发电机逐步被电力电子设备所替代，系统内的传统调频资源逐渐稀缺化， 总体有效惯量将逐渐减少，系统抗扰动能力降低，电网将承受较大潮流波动压力， 频率控制难度进一步加大。此外，由于风光发电出力极不稳定，在极端气候下可 能停机甚至脱网，加大了电网供需失衡的风险。

煤价高企导致火电企业利润端受损，投资积极性差，电力供需紧平衡时期保供或 存隐患。“十三五”期间，我国提出推进煤电供给侧结构性改革，全国停建和缓 建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上，2016-2020 年我国火电 投资完成额由 1119.28 亿元下滑至 553 亿元。2021 年 10 月起煤价高企，主要 火电企业利润端承受大额亏损，火电投资积极性继续下滑。2023 年以来，煤价 大幅下行，火电企业利润有所修复，但相较历史正常收益水平仍有差距，企业投 资积极性还未完全恢复。“十四五”以来电力供需持续紧平衡，叠加极端天气频 发，各地缺限电现象层出不穷。煤电作为能源保供的“压舱石”，也是当前最具 经济性、安全可靠的灵活调节资源，若其投资建设的积极性持续低迷，将严重影 响我国电力系统安全稳定和高效运行。

（3）建设新型电力系统建设

新型电 力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础 保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。

“三步走”建设新型电力系统，电力改革顶层设计逐渐清晰。2023 年 6 月，国 家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出以 2030 年、2045 年、2060 年为时间节点，从源网荷储四个环节入手，制定了新型电力系统“三步走”发展 路径，并明确了三个发展阶段的显著特点。7 月，中央全面深化改革委员会第二 次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》， 强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、 灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。

二、他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革 经验

1、美国电力市场概况

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