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新型电力行业体系分析电价篇：四类电价机制多层次互补，适应新型电力体系变化。电力体制改革及电力市场建设：国内历史上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。站在当前时点，我国提出建立 以新能源为主体的新型电力体系，从“源网荷储”四环节提高系统运行的稳定 性，同时加快建设全国统一电力市场，研究制定“1+N”规则。电力市场建设方 面，美国 PJM 电力批发市场较为成熟，2021 年其电能量、容量、辅助服务市 场成本分别占比 62%、17%、2%，相应电价分别占比 59.6%、16.4%、1.3%。 参考 PJM 机制，电力市场可根据不同电力价值进行划分，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。其中电能量价值即每发 一度电所获收益，为电价主要部分；容量价值反映电力系统容量供应充裕性， 促进回收固定发电成本以激励电源投资；灵活性价值于辅助服务市场中体现， 帮助解决实时电力不平衡问题；绿色价值即绿色产品的溢价，如绿电、绿证交 易价格。

电能量市场：以中长期交易为主（规避风险），现货交易为辅（发现价格）。 按时间可分为年长协、月长协、现货，按区域可分为省内、省间。其中中长期 交易规模占市场化电量比例维持 80%左右，且 2022 年以来各省年长协电价普 遍明显上浮。现货定价随行就市且不受±20%涨跌幅限制，故电的商品属性得 以加强；在现货交易较成熟的省份中，2022 年广东以 0.5566 元/度的年均现货 电价居于首位，蒙西、甘肃河东上浮比例均大幅超 20%。此外，省间现货交 易活跃，2022 年试运行期间累计交易电量 278 亿度，电价于 8 月升至近 2.2 元/度；其中火电电量占比最高（52%），成交均价亦最高（1.38 元/度）。

容量市场：山东、云南等省份先行探索，容量补偿机制亟待推向全国。三种 典型的容量成本回收机制包括稀缺定价、容量市场、容量补偿；稀缺定价通过 放宽电能量价格上限、缺电时允许出现短时极高尖峰电价，市场监管要求极 高；容量市场以市场竞争方式形成机组可用容量价格，对现货市场运营条件 要求较高；容量补偿以行政手段制定补偿价格，费用向用户侧疏导；考虑到国 内电力市场建设有待完善、用户侧电价承受能力有限，容量补偿或为我国当 前主要政策方向。此前，山东、云南等省已探索当地容量补偿机制，1）山东 参与电力现货的机组（火电、新能源、独立储能等）根据可用容量从市场化用 户侧收取补偿费用（按含税 0.0991 元/度的标准形成资金池），并引入补偿峰 谷系数；2）云南对燃煤机组最大及最小发力之间的可调节容量进行补偿，价 格由买卖双方在 220 元/千瓦·年上下浮动 30%区间内协商形成，并由部分新 能源企业承担。我们从容量电价定义出发，针对单位千瓦火电机组发电固定 成本进行测算，全国平均火电容量补偿约 310 元/kw·年。由于未做灵活性改 造前，火电机组最小出力一般为 50%-60%，故获补贴的容量占比或为 40-50%， 若 50%装机获补贴，则全国平均火电容量补偿约 155 元/kw·年；对应截至 2023 年 7 月底煤电装机规模 1147GW，容量补偿总规模约 1777 亿元/年。