2024年电力行业体制改革专题报告：从终端电价说起看电改

当前电价的分类 与组成

电力用户可以根据其用电特性、用电规模等因素进行分类。按照电力负荷主要用途，可分为居民生活用户、农业生产用户、工商业用户（包括原大工业用户和 一般工商业用户）。2024年1-5月，全社会用电量38370亿千瓦时，同比增长8.6%。

2023年全社会用电量92241亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时，同比增长6.7%。规模以上工业发电量为89091亿千瓦时。分产业看，第一产业、第二产业、 第三产业和城乡居民生活用电量分别为1278亿千瓦时、60745亿千瓦时、16694亿千瓦时和13524亿千瓦时，分别同比增长11.5%、6.6%、12.3%和1.2%。

2024年1-5月，全社会用电量38370亿千瓦时，同比增长8.6%，增速比2023年同期提高3.3个百分点，比2023年全年增速提高1.9个百分点。根据中电联发布 《2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。其中，上半年全社会用电量同比 增速略高于8%；受2023年下半年基数较高等因素影响，预计2024年下半年全社会用电量增速有所回落。

过去20年来，我国第三产业与居民用电占比提升，分别提高了8pcts与3pcts。第一产业与第二产业有所下滑，分别下降2pcts与9pcts。 中国2003-2023年用电量cagr为8.31%，其中第一产业cagr为3.85%，第二产业为7.64%，第三产业为11.52%，城乡居民用电为 9.35%。 2024年1-5月，第一产业用电量495亿千瓦时，同比增长9.7%；第二产业用电量25365亿千瓦时，同比增长7.2%；第三产业用电量 6918亿千瓦时，同比增长12.7%；城乡居民生活用电量5592亿千瓦时，同比增长9.9%。

电价定价机制历史沿革

新中国成立之初，销售电价由各地分别制定。1961年，国家统一颁布目录电价。1965年，国家按照用户的用电性质和行业属性制订了全国统 一的销售电价，颁发了《电、热价格》，其中各类用电价格按照目录形式列示，因此将《电、热 价格》所列销售电价统称为 目录电价 。 2021年10月，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文）中正式提出取消工商业目录销售电价 （以下简称目录电价），居民（含公益性事业用户）、农业用电仍保持执行。 2023年5月，《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（526号文）印发，公布了第三监管周期（2023-2026年）各省级电 网的输配电价水平，明确居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。全面实现了分电压等级核定容（需）量电价；创新建立 了负荷率激励约束机制。

市场轨——工商业用户电改历程

2021年10月12日国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序推动尚未进入市场的 工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购 电。 2023年我国发布第三监管周期省级电网输配电价，两部制电价执行范围扩大，分电压等级核定容需量电价，网损、抽蓄 容量电价单列，按“准许成本+合理收益”直接核定输配电价。

上网电价占据了 我国电力行业发 展的核心地位

工商业用户用电 = 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

根据发电原料采⽤的⼀次能源的不同，分为火电、水电、核电、风电、太阳能，目前中国的发电结构还是以火电为主。 2023年我国发电量94564亿千瓦时，其中火电、水电、核电、风电和太阳能发电量分别为62657亿、12859亿、4347亿、8859亿和5842亿千 瓦时。2023年风电和太阳能发电合计在总发电量中的比重约为15.5%，较2013年水平提高约12.8个百分点。2023年，火电占总发电量的比 重超过六成，仍是我国的主力电源。 2023年，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。 2023年末，全国发电装机容量291965万千瓦，比2022年末增长13.9%。其中，火电装机容量139032万千瓦，增长4.1%；水电装机容 量42154万千瓦，增长1.8%；核电装机容量5691万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量44134万千瓦，增长20.7%；并网太阳能发电装 机容量60949万千瓦，增长55.2%。

中长期市场：电力中长期市场是电力市场的一个重要组成部分，主要涉及符合特定准入条件的发电厂商、电力用户、售电公司以及独立辅 助服务提供者等市场主体。这些主体通过双边协商、集中交易等市场化手段，开展时间跨度为多年、年、季、月、周、多日等的电力批发 交易。

现货市场：电力现货市场则是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。现货市场通过竞争形成体现时空价值 的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。现货市场的特点是实时性、灵活性和高风险性。由于市场价格的实时波动，市 场主体需要根据市场信号及时调整自己的生产和消费策略，以实现收益最大化。

核电：上网电价基本与煤电基准价相近，入手后需承担系统调节成本 。核电站与火电站发电过程相同，均是热能—机械能—电能的能量转换过程，不同之处主要是热源部分。火电站是通过化石燃料在锅炉设备中燃 烧产生热量，而核电站则是通过核燃料链式裂变反应产生热量。 2023年全年，中国核电新增装机容量138万千瓦，占新增发电装机总容量的0.37%。同时，中国核电设备平均利用小时数为7661小时，核电发 电量4334亿千瓦时，位居全球第二，占全国累计发电量的4.86%，年度等效减排二氧化碳约3.4亿吨。 2023年，中国新开工核电机组5台，核电工程建设投资完成额949亿元，占全部电源工程建设投资完成额的9.8%，同比增长40%，创近5年最高 水平。截至2023年底，在建核电机组26台，总装机容量3030万千瓦，均保持世界第一。

输配电价以及其他

代理购电：由当月平均购电价格与历史偏差电费折价组成。 代理购电平均购电价格是指各类发电企业提供电能的平均结算价格，发电企业类型主要包括燃煤、燃气、燃油、水电、核电、风电、光伏 发电、生物质发电等。 历史偏差电费包括 1、代理购电价格预测不准而产生的偏差。2、优先购电占比与预期不符带来的电价调整。 代理购电理论上规模逐步是缩小的趋势，但近期略有偏离 。 2023年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，而全国电网企业代理购电 8794.7亿千瓦时，同比增长8.76%，占比不降反增。

系统运行费用： 辅助服务费用：是为了维护电网安全稳定运行， 保证电能质量，由发电企业、具备需求侧响应 能力的电力用户、独立辅助服务提供商等提供 的调频、调峰、备用等辅助性服务所产生的成 本费用。辅助服务费用由享受辅助服务的电力 用户分摊，由辅助服务提供者分享，分摊方式 按照政府要求执行。 容量电价市场：煤电容量电价按照回收煤电机 组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于 计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统 一标准，为每年每千瓦330元。 煤电容量电价确保了煤电资产的部分固定收益。 用户侧煤电容量电费分摊水平与发电侧容量电 价定价水平相关，但作用效果呈现两极分化现 象。

此轮电改的变化在 于新能源入市

此次电改起点为最大的边际变化在新能源发电量占比提高。此轮电改起始于2015年，进度虽缓慢但也持续推进（2024年以来发电侧市场化交易电 量占比达到60%，用电侧工商业电量全部入市）。近一两年格局有新变化——以风电光伏为代表的新能源发电量占比超过15%，风电光伏发电调节 能力与灵活性能力较弱，更高比例的新能源入市意味着更高成本的灵活性和容量成本。

2010年至2015年期间，新能源发电量增长较慢，每年增长占比不到1%，整体占比较低，至2015年占比约在4%左右。2015至2020年，新能源发电量 占比增长逐步提速，平均增速约在1%左右。2020年起新能源发电量快速提高，2020-2023年年均增长2.0%。根据我们预测由于2023年风电光伏新增 装机均历史新高，预计未来五年新能源发电量占比年均增长超过3%。

新能源占比提升对电网与市场建设均有较高要求

新能源入市比例提高带来较大的消纳压力：对基础设施建设的要求——包括特高压建设以及主配网建设要求。对电力市场建设的要求——新能源比 例提高对电网稳定性带来较大挑战，代表灵活性资源的辅助服务市场规模将扩大。同时新能源入市后带来电能量价格的下降，对绿电/绿证的消费 提出更高需求。

从电改角度推演，从特高压、主/配网、容量市场、辅助服务市场、绿电/绿证市场五个角度来看，我们认为，从基础设施建设角度来看，配网的 投资意愿近年较低，影响分布式并网装机。从市场机制建设角度看，当前绿电/绿证市场的完善将最为迫切。

容量市场初步建立，未来容量电费有望先升后降

随着2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》的发布，我国煤电容量补偿机制得以确立。除了储能以外，气电、抽水蓄能、煤电均已建立相应补偿机制， 预计后续可能逐步向容量市场演进。

火电地位短期不可撼动，未来发展会逐步转向“基础保障性和系统调节性电源并重”的资源方向。近两年煤电相关政策出台叠加煤价下行使得煤电价值有所改善， 但是目前容量电价现在定价标准仍然较低，按照每年固定成本30-50%的基准价格进行计算，而在新能源市场进一步入市的过程中，容量电价的价值有望持续提升。

如若按照100%的固定成本基准价格进行计算，则对工商业电价冲击2.7分/度，占2023年平均工商业电价4.3%。可以按照假设每年以15%的比例增加，到2028年回收 比例达到100%、工商业用电量按5.5%的增长率、到2030年碳达峰前煤电容量2%～5%的增长率增长、2030年后煤电容量和发电量负增长、年利用小时数由2024年的 4600小时逐步降至2035年的4000小时计算，用户电费中单位度电补偿量还将呈逐年下降趋势，而发电侧度电补偿将逐年提升。

报告节选：

编辑：火腿肠