1.4.2 第三監管周期改革落地 制約市場化交易頑疾基本破除

　　2023 年 5 月 15 日，國家發改委發布《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事 項的通知》，第三監管周期輸配電價終于落地。 第三周期電網輸配電價核定在多方面取得實質性突破，預示著新一輪電改加速。對比 2017-2019、2020-2022 兩個監管周期，我們分析第三監管周期輸配電價核定有三大核心 亮點：1)終端電價中，不同電壓等級之間的輸配電價差距拉大，容量電價區分電壓等級， 減少不同電壓等級之間的交叉補貼。2)精簡用戶類別，減少不同類型用戶之間的交叉補貼; 3)明確終端電價構成，完善系統運行成本傳導。上述三點都旨在理順輸配環節電價機制， 為發電側更進一步的市場化改革打下基礎，預示著我國新一輪電改有望大幅加速。

　　1)長期以來，制約我國電力市場化改革的核心阻力之一為輸配環節價格核定，而制約 輸配環節價格理順的核心阻力是交叉補貼和不平衡資金傳導，兩大堵點在第三周期核定中 全部涉及。我國 2015 年提出電改 9 號文，拉開本世紀繼 2002 年電改 5 號文后的第二輪 電改序幕，核心思想是“管住中間，放開兩頭”。在電力產業鏈中，電網屬于“中間”， 具備自然壟斷屬性，由政府按照準許收益率核定價格，而發電和用電則是“兩頭”，需要 引入市場化競爭來提升效率。“放開兩頭”除了放開發電側，另一個重要抓手是鼓勵社會 資本以混合所有制方式發展配電業務。

　　早在國家能源局 2016 年頒布的《有序放開配電網業務管理辦法》中即規定，“配電網 運營商擁有配電區域內與電網企業相同的權利，并切實履行相同的責任和義務”，但是截 至目前，由社會主體投資的增量配電網發展嚴重低于預期，除面臨電網在接入方面的障礙 外，一個重要阻力即不同電壓等級之間的交叉補貼。根據我國現行政策，在給定各電壓等 級輸配電價格后，增量配電網能夠獲得的收入上限就是不同電壓等級之間的輸配電價差， 如增量配電網一端接入 10kV 電壓用戶，另一端接入 220kV 電網，配電網的收入即 10kV 電壓等級與 220kV 電壓等級的輸配電價差值。但是在我國 2017-2019、2020-2022 兩個 周期的輸配電價核定中，不同電壓等級之間存在巨大的交叉補貼，并未反映真實的輸配電 成本，一方面不同電壓等級之間的輸配電價差極小，另一方面容量電價并未區分電壓等級， 可理解為各電壓等級之間的容量電費價差為零，增量配電網無論電壓等級如何，均需向高 電壓等級電網全額交納容量電費，無法從中獲得收益，導致配電網改革滯后。而配電網改 革的滯后也限制了電力系統整體的市場化程度，削弱發電側議價權。

　　2) 電網企業購銷價差商業模式徹底變為歷史，系統不平衡資金明確傳導至用戶側， 減少發電企業壓力。此次明確工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配 電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成，其中系統運行費用包括輔助服務費用、抽 水蓄能容量電費等，電網公司徹底結束購銷價差模式。在過往實踐中，由居民等用戶產生 的不平衡資金，通常不能向下游傳導，輔助服務費用和抽水蓄能成本的分攤也缺乏制度性 規定，往往由電力系統內部消化。此次明確終端電價構成，輔助服務費用和抽水蓄能電價 在終端電價中單列，由終端用戶支付，與電網和發電企業均無關極大減少發電企業壓力。

　　3)終端用戶類別進一步精簡，減少不同用戶類別之間的交叉補貼。此次文件提出用戶 用電價格逐步歸并為居民生活、農業生產及工商業用電(除執行居民生活和農業生產用電 價格以外的用電)三類;尚未實現工商業同價的地方，用戶用電價格可分為居民生活、農 業生產、大工業、一般工商業用電(除執行居民生活、農業生產和大工業用電價格以外的 用電)四類。用戶類別的精簡進一步減少不同用戶類別之間的交叉補貼，為不同用戶公平 參與市場化交易掃清障礙。

　　4)線損單獨列示，進一步為市場化交易鋪路。一個容易被忽視的點是，本次核定的輸 配電價中不再包括線損，而是作為綜合線損率單獨列示。在非市場化機制下，線損與上網 電價相關，作為折價統一核算在輸配電價中。但市場化交易下，上網電價出現波動，線損 電費也會跟著上網電價波動，而輸配電價每三年核定一次，線損不宜再直接折算為輸配電 費，故將線損單獨列示，最終將直接反應在電量中。此項改革將徹底理清線損的承擔方， 為后續進一步的市場化交易鋪路。

　　1.4.3 電網仍是電力交易核心環節 電力供需主要在省內完成

　　目前我國電能量交易市場的參與方主要包括發電企業、輸配電網、電網調度、電力用 戶、售電公司以及電力交易中心等。電網調度部門根據電網以及機組實際情況，向電力交 易中心發出約束條件從而形成電力交易的邊界條件。電力交易中心作為電力合約交易場所， 發電企業、電力用戶、售電公司均通過電力交易中心完成電能量交易，電網調度根據電網、 電源狀態以及交易結果，向發電企業和輸配電網發出調度指令，完成實際運行。 但是在我國，輸電網、配電網資產以及電網調度部門均屬于電網公司所有，電網公司 同時也參股電力交易中心。此外，由于電能量市場建設還處于非常初級階段，直接交易和 通過售電公司交易無法覆蓋全部市場，因此還需要電網代理購電，電網實際上也完成了大 量售電公司的職責(2022 年廣東省電網代購電 2323.2 億千瓦時，占總交易電量 43.8%)。

　　2.他山之石：國外電力市場對國內電改的啟示

　　2.1 我國電力結構與歐洲有類似之處 歐洲已建立跨國電力交 易平臺

　　前面提到，由于歷史沿革原因，我國大陸地區除內蒙古和河北外，每個省級行政區均 設有 1 個省級電網，加上內蒙古自治區的蒙東、蒙西和河北的冀北、河北南網 4 個省級電 網，共有 33 個省級電網，大部分電力的生產和消納均在省內完成。我國跨省輸電電量穩步 提升，從 2009 年的 4459 億千瓦時上升至 2022 年的 14610 億千瓦時，增加約 3 倍，占 比也從 12.2%提升到 17.4%，2022 年全年發電量約 8.4 萬億千瓦時。

　　根據 BP 數據，歐洲(不包括獨聯體地區)2021 年的總發電量 4.03 億千瓦時，大約為 中國的一半，而且歐洲也由 30 余個大大小小的國家組成，與中國的情況有一定的相似性。 2014 年歐洲理事會呼吁到 2020 年歐盟成員國跨國輸電能力(跨國輸電容量/發電裝 機容量)達到至少 10%，這一目標在 2018 重新修改，目標是 2030 年跨國輸電能力達到 15%，2021 年有 16 個國家表示有望在 2030 年前完成這一目標。

　　2009 年歐洲六大輸電運營商聯盟達成協議，組建 ENTSO-E，ENTSO-E 是歐洲 TSO (Transmission System Operators，輸電系統運營商)組成的非盈利組織。其時，成員 包括 36 個國家的 43 個輸電運營商，主要職責包括制定電網規劃、協調電力輸送、制定市 場規范、推動新能源發展，這也為歐洲跨國電力市場打下了基礎。 截止目前，ENTSO-E 由來自 35 個國家的 39 個 TSO 正式成員和 2 個觀察成員組成， 基本包括了除俄羅斯、白俄羅斯、英國(除北愛爾蘭)外的歐洲所有主要國家。所有成員 國中，除德國和奧地利外，均只有 1 個 TSO 來負責本國的輸電資產、運維，通常來說 TSO負責 380/220kV 電網運行。部分國家 TSO 兼電力調度職責，而部分國家除 TSO 外還有 ISO (Independent System Operators，獨立系統運營商)來專門負責電力調度。

　　跨國電力輸送在歐洲新能源轉型中將發揮巨大的作用。根據 ENTSO-E 的報告，截止 2022 年 ENTSO-E 成員國跨國輸電能力為 93GW。如果到 2030 年再增加 64GW 跨國輸 電能力，則相比于不增加跨國輸電能力每年多消納 170 億千瓦時新能源、少使用 90 億千 瓦時天然氣電量、減少 1400 萬噸二氧化碳排放并節省 50 億歐元發電成本。

　　歐洲電網實行輸配分離的結構。除 TSO 外，歐洲還有數千家DSO(Distribution System Operators，配電系統運營商)，其職能與 TSO 類似，區別在于 DSO 管理電壓等級較低 的輸電線路，且 DSO 之間的互聯較少，其主要職責是做好 TSO 和用戶的銜接，保證電力 能有效地傳輸給用戶，同時保證 DSO 和 TSO 安全穩定運行。 在歐洲新能源轉型的戰略下，越來越多的分布式電源、工商業和戶用儲能接入 DSO， 使得DSO 從單一的電能接收和轉運環節變為電力生產和消費同時進行的環節，這也對 DSO 的運行帶來了巨大調整，去中心化成為大勢所趨。 歐盟統一電力市場是歐洲統一大市場的組成部分，統一市場的建設經歷了從頂層設計 到細化規則，從單個國家市場到跨國區域市場，從中長期交易到日前、日內交易的分階段 推進過程。

　　歐洲的電力市場主要由批發市場和系統服務兩部分組成，基本結構與我國目前電力交 易類似，但是歐洲將絕大部分電量放在批發市場中，并通過場內和場外交易兩種形式完成。 其現貨市場與中國類似，但是有更多的衍生品交易來確保電價穩定。 在批發市場外，還有主要由 TSO 或 DSO 負責的系統服務，主要為了保證電力系統的 實時平衡，這一機制在歐洲被稱為 EB(Electricity Balancing，電力平衡)機制。 需要注意的是，歐洲電力市場得以推進的核心在于 EEX、ISO、TSO 和 DSO 的互相配 合。因為不論 TSO 和 DSO 如何拆分，在所屬區域均具有壟斷特性，在一個地區設置多個 DSO 來產生競爭，從各方面來看均不具備可行性。因此競爭只能在 EEX 中完成，TSO 和 DSO 只負責根據交易結果和 ISO 的調度指令來運營電力資產。