2023年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

1、中美电力系统均由纵向一体逐渐走向市场化

1.1、美国电改复盘：2/3 地区形成竞争性批发市场，电价以两部制为 主

美国以实现跨州区域电力市场为目标逐步推进电力市场化改革，形成了多个以调 度交易一体化为特征的区域电力市场。以发电环节的竞争性放开、输电系统的无 歧视开放、区域竞争性电力市场建设为改革主线。从重组地区垄断性电力公司、 无歧视开放输电系统、在电网准入放开与趸售市场交易大幅增长的背景下成立独 立系统运营商（ISO）与区域输电运营商（RTO），到加州电力危机后加强跨州电 力协调，发布《标准电力市场设计法案》（SMD），纠正州际输电服务歧视。目前 形成联邦政府、州政府两级监管体系框架，下属 10 个区域电力市场，约 60%的电 量通过市场机制竞争形成，其余 40%仍垄断运营。

美国电力体系架构

美国区域电力市场中，目前有 7 个由 ISO/RTO 调度的竞争性批发市场，和 3 个 区域电力平衡市场。美国有约 2/3 地区形成了竞争性批发市场，分别归属 7 个 ISO/RTO调度，其余地区中，西部于2014年和2021年分别开始运营WEIM（CAISO 管理）和 WEIS（SPP 管理）两个区域电力平衡市场，东南部则于 2022 年成立了 新的双边电力批发市场 SEEM，目的主要为将此前没有纳入 ISO/RTO 管辖范围的 区域也引入电力交易市场。

除竞争性批发市场外，美国部分地区开始探索竞争性零售市场。目前美国的竞争 性零售市场，多是向用户开放购电选择权，即用户可以选择向售电公司购买电力 （即参与竞争性零售市场），也可仍然向公用事业公司购买电力（即不参加竞争性 零售市场）。目前，德州（TX）和东北部部分地区市场化程度较高，而加州（CA）、 乔治亚州（GA）、俄勒冈州（OR）已向部分用户开放购电权，目前市场化程度仍 较低。

美国电价机制

美国批发电价≈容量电价（收回固定成本）+能量电价（收回可变成本），总体看 批发电价与天然气价格挂钩。美国销售电价主要由发电价格（批发市场电价）、输 电价格、配电价格和政府性基金构成，各环节电价形成机制主要取决于电力市场 化程度。美国 7 个 ISO/RTO 竞争性批发市场地区中，4 个地区（PJM\MISO\ISONE\NYISO）采用两部制定价，即批发电价主要由容量电价和能量价格组成；CAISO 设立了容量义务机制；另外 2 个地区（ERCOT\SPP）仅有能量市场。 在两部制定价中，发电厂在能量市场收回可变成本（包括燃料费用、可变运营费 用），在容量市场收回固定成本（包括固定资产投资、融资费用、固定运营费用）。 此外，为保证电网的可靠性，通常需要辅助服务市场来解决实时电力的不平衡问 题。总体来看，批发电价与天然气价格挂钩，因为容量电价短期内较稳定，而能 量电价与天然气价格挂钩（节点边际定价机制中，电力市场成交价格为满足负荷 需求的最后一单位机组的报价，而因为水电、新能源几乎没有可变成本，核电、 煤电可变成本也较低，通常最后一单位出清机组为燃气机组）。

对比我国与美国电价水平可以发现，我国民用电价与商用电价明显低于美国，而 工业电价近年高于美国 0.05-0.1 元/度不等。全球范围内，我国居民、商业平均电 价亦处于较低区间。

1.2、我国电改复盘：发用两侧市场改革深化，目前以“新型电力体 系”及“全国统一电力市场”建设为主线

与美国类似，我国亦在纵向上将发输配售四个环节进行分离，整体经历了三轮电 力体制改革，在发电和售电环节引入竞争，在具有自然垄断特性的输配电环节实 行更有效的监管，市场逐步取代计划成为电力资源配置的主要手段。此外，站在 当前时点，双碳背景下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”四环节提高电力系统运行的稳定性与灵活性，同时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，通过价格信号反映电力、备 用、灵活性以及输配通道等的资源稀缺性，助力大规模可再生资源消纳。

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： （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，核心在 于电力定价权仍由政府掌握。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。 2021 年 3 月 15 日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发 展作出了系统阐述，首次提出构建新型电力系统，与实现双碳目标绑定。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 年-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。

2、电力市场体现电能量、容量、辅助服务、绿色四类价值

如上一章复盘，我国电力体制已经过几轮改革，在其背景下，电力供需双方交易 的市场亦不断优化，本章我们由四类电力市场（电能量市场、容量市场、辅助服 务市场、绿色市场）具体展开。 市场分类上，按交易规模可分为批发与零售市场，其中批发电力市场为主体，零 售电力市场交易体量较小，多为售电公司与用户自主开展；按交易品种可分为电 能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电权市场、绿色市场等；按交易时间/区 域可分为中长期、现货市场/省内、省间市场；按竞争模式/市场性质，又可分为单 边、双边市场/实物、金融市场。

国际上，美国 PJM 电力批发市场较为成熟，国内电力市场改革可参考其模式。 PJM 运营着全球最大的电力批发市场，具体包括电能量市场、容量市场、辅助服 务市场、金融输电权市场。其中，电能量市场规模最大，2021 年其成本占 PJM 批 发电力市场总成本的 62%，主要分为合约市场（双边合同和自行供应）以及现货 市场（日前市场和实时市场），前者占电能量交易的 70%以上；在中长期的合约市 场中，发电方与用电方协商确定电量、电价，用以规避现货市场价格波动风险， 而日前市场、实时市场则可弥补预测负荷与上一市场交易量的偏差。此外，同年 容量市场占 PJM 市场成本的 17%、辅助服务市场占比 2%。

交易机制方面，自行供应合约指 PJM 区域电力公司与其自身负荷服务端签订合约， 双边合约即不同区域公用事业公司之间的电力交易；现货市场中，日前市场提前 发布按小时分段的报价，实时市场间隔 5 分钟实时报价。容量市场提前三年进行 容量竞拍，叠加每年一次竞拍保证高峰电力供应。辅助服务市场负责即时平衡电 量市场供需缺口，主要包括调频、备用两个品种，与电能量市场联合优化出清。

电价方面，除 2020 年外，历年 PJM 批发市场电量电价均占总电价一半以上，受 燃气价格上涨影响，2022 年电量电价占比高达 76.1%。此外，因为容量市场存在 报价上限，且电力体系充裕性逐步提升（峰值容量需求下降），限制了发电机组容 量电价；从 2020 年开始，容量电价被输配电价反超，于 2023 年上半年跌至 5.12 美元/MWh，同比降低 53.8%。辅助服务相关费用占比历年稳定于 1%-2%之间。

绿色市场方面，PJM 计划改革电能量市场及容量市场，纳入清洁能源交易机制。 两种市场改革计划分别为 1）远期清洁电量市场（FCEM），即在电量市场引入类 似绿证的清洁能源属性积分（CEACs）进行远期可再生能源属性交易，电量、容 量、辅助服务市场仍正常交易；2）综合清洁容量市场（ICCM），即同时交易 CEACs 及绿电容量，电量与辅助服务市场同上。而 PJM 现有绿证市场（REC）及零排放 信誉市场（ZEC），通过交易平台/经纪人进行买卖。

参考美国 PJM 机制，电力市场可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。

回到国内，当前市场化交易电量整体提升，中长期市场为“压舱石”。自 2022 年 起，我国市场化交易电量占全社会用电量比例保持 60%左右，其中长协电量占据 大头。中长期交易是电力市场主体规避市场风险、平抑市场价格、保障电力供应 的重要手段；国家能源局强调 2023 年市场化电力用户年度长协至少涵盖上一年用 电量的 80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年长协签约电量高 于上一年用电量的 90%。

2.1、电能量市场：中长期市场为主力军，现货电价增强电的商品属性

电能量市场即买卖电量的市场，以中长期电力交易为主（规避风险），现货交易为 辅（发现价格）。2022 年各省中长期交易电量持续同比增长，占总交易电量比例维 持 80%左右，成交价格多在当地燃煤基准电价基础上明显上浮，例如浙江、海南 2022 年年度交易电价均上浮 20.0%，江苏、广东 2023 年年度交易电价分别上浮 19.4%、19.6%。中长期电能量交易可按时间分为年长协和月长协；按交易区域可 分为省内交易和省间交易。

年长协电量占绝大部分，其定价总体参考“煤电联动”机制，在各地燃煤发电 基准电价的基础上在上下 20%的区间内浮动，以煤价中枢预测为该部分电价 浮动比例定调，辅以供需关系考量，总体采用锁量锁价的方式，明确各月年 长协电量比例，企业的生产计划稳定性较高； 月长协即月度交易价格，在上月末进行下月交易，定价逻辑在年长协电价的 基础上加大考虑电力供需关系的权重，调价周期较快。

现货电能量市场按时间可分为日前、日内和实时市场，受电力供需关系影响较大， 电价较中长期交易更具弹性。不同于中长期电价仅能上下浮动 20%，电力现货价 格不受上述幅度限制，其中省间现货市场申报价格上限为 3 元/度，确定方式均随 行就市，受电力供需关系影响较大。我国正稳步推进现货市场建设，首批 8 个电 力现货试点均已实现长周期连续试运行，第二批 6 个试点及非试点省份（如江西、 陕西、宁夏等）亦陆续开展模拟试运行或结算试运行，初步建立反映实时电力供 需的价格机制。

各省现货电价差异明显，普遍高于燃煤基准价。不同省份/区域在不同时段的现货 电价存在显著差异，我们选取了现货交易较成熟的省份，其中 2022 年广东以 556.59 元/MWh 平均电价居于最高位。各地区现货价格（山东含容量补偿费用） 相对燃煤基准价均明显上涨，广东涨幅超过 20%、蒙西涨幅在 60%左右。季度电 价方面，广东价差最大，达 324.48 元/MWh；分时电价方面，山西、内蒙的峰谷 价差较大，均超 500 元/MWh，广东较为稳定，价差为 195.4 元/MWh。

省间现货交易需求居高，促进电力资源余缺互济。自 2022 年初，省间电力现货交 易开展自 2 天至半年度的结算试运行，目前正开展整年度连续结算试运行。2022 年试运行期间，累计省间现货交易电量 278 亿千瓦时，单日最大成交电量达 3.19 亿千瓦时，省间电价于 8 月达高峰近 2200 元/兆瓦时，超过 3 倍年均价。分电源 看，省间现货交易中火电占比最高达 52%，光伏发电仅占 5%；火电机组全年成交 均价亦最高，为 1.38 元/千瓦时、光伏仅 0.20 元/千瓦时。今年 7 月，国调中心宣 贯《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，将省间电力现货市场 申报价格上限从 10 元/千瓦时降至 3 元/千瓦时。

新能源出力特性与区域性电力紧缺成为影响现货电价的重要因素。一方面，新能 源出力集中在日间，而负荷端的高峰一般发生于傍晚至晚间，由此形成的错配影 响净负荷曲线；另一方面，国内用电高峰通常为夏冬两季，若夏季西南来水偏枯 且沿海需求旺盛，则区域性电力供需缺口或快速放大。以山东和浙江为例，2023 年 5 月山东电力现货市场曾连续 21 小时负电价刷新纪录，5 月 1 日实时市场峰谷 价差高达 426.09 元/兆瓦时；主要原因是节假日电力负荷下降与风光大发下的电力 供需错配；此外，2022 年迎峰度夏期间，浙江由于电力紧缺大量购入高价省间现 货电量，7、8 月全电力市场损益清算分别为-49.9、-38.4 亿元。

2.2、容量市场：部分省份先行探索，容量补偿机制亟待推向全国

由于单一的电能量市场难以补偿发电机组的固定成本，建立容量成本回收机制以 实现合理经济补偿成为必然之选。国外在实践中已形成三种典型的容量成本回收 机制，分别为：稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿机制，其中，容量补偿 机制最适配于我国电力市场发展现状。

稀缺定价机制：允许出现短时尖峰电价，考验用户侧电价承受能力。稀缺定 价机制旨在仅通过电能量市场为发电机组固定成本提供经济补偿，具体做法 为放宽电能量市场的价格上限，在电力供应短缺时允许出现短时极高的尖峰 电价。显然，完全放任电价由供需决定与我国电价政策基调相背离，亦对市 场监管提出极高要求，目前在我国尚不具备推行的现实条件。

容量市场机制：以市场竞争方式形成容量价格，要求电力市场发展相对完善。 容量市场机制通过引入市场竞争，将机组可用装机容量作为交易标的并确定 其容量补偿价格。由于容量市场机制设计相对复杂，对现货市场运营条件要 求较高，目前难以构建并应用于我国电力市场。

容量补偿机制：以行政手段制定容量补偿价格，为现阶段我国的最优解。容 量补偿机制下，政府或特定机构直接制定容量补偿价格，产生的容量补偿费 用一般由电力用户分摊，并由相关发电企业获得以回收其固定成本。考虑到 我国电力市场尚不完善、用户侧电价承受能力较弱等现实因素，建设容量补 偿机制或将成为我国保障系统容量充裕性的重点政策方向。

部分省份先行探索容量补偿机制，全国性容量电价指导政策出台时机逐渐成熟。 2020 年以来，我国山东、云南等地根据各自省份情况，陆续以不同方式探索建立 容量补偿机制，但中央层面暂时尚未出台相关指导性意见。考虑到各地政策实践 为全国性容量电价政策的制定积累了一定经验，且今年国家发改委在两会期间明 确提出研究建立发电侧容量补偿机制，后续政策释放值得期待。

山东明确规定发电机组容量补偿电价，补偿机制近年来持续完善。2020 年 6 月， 山东省发改委在《山东省电力现货市场交易规则（试行）》中首次提出“以容量补 偿方式补偿发电机组固定成本”。2022 年 1 月，山东省对容量补偿机制中的机组 月度可用容量作出定义，其中，火电机组根据容量贡献分配总补偿金额；新能源 电站按市场化有效发电容量计算；储能电站按充放电容量计算。2022 年 3 月，容 量补偿电价正式明确，参与电力现货市场的发电机组的容量补偿费用按照 0.0991 元/千瓦时（含税）的电价标准从用户侧收取。其后，山东省在 2022 年 7 月引入 容量补偿峰谷系数，并于同年 11 月引入深谷和尖峰系数及执行时段，补偿机制逐 步完善。截至 2022 年底，山东电力交易中心完成市场化电量 3714 亿千瓦时，自 成立以来年均增长速度 53.5%，我们保守假设 2023 年市场化交易电量达到 4000 亿千瓦时，则山东省 2023 年容量补偿费用总量为 396.4 亿元。

云南设立煤电调节容量市场，首创针对燃煤机组的容量电价。2022 年 12 月，《云 南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》印发，提出建立燃煤发电调节容量市 场。政策鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模 10%的风 电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务， 否则其上网电价按清洁能源市场交易均价的 90%结算。试行期间，煤电机组按额 定装机容量的 40%参与调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与）。容量电价方 面，政策限定买卖双方可在 220 元/千瓦·年上下浮动 30%区间范围内经自主协商 形成容量价格。按云南省截至 2023 年 7 月的火电装机容量 1533.84 万千瓦计算， 在均以 40%的装机容量参与容量市场交易的假定下，云南省容量市场规模预计在 9.45-17.55 亿元区间内。

我国各地及全国平均火电容量电价的理论值测算： 考虑到容量补偿机制的目的主要是帮助发电机组回收其固定成本，我们对火电容 量补偿电价的测算过程如下： 1）对于单位千瓦火电机组，假设其固定成本（包括投资成本、运维费用、利息支 出）可通过容量电价机制获得完全补偿，即火电度电容量电价=固定成本/对应期 间内发电量； 2）某一地区火电容量补偿规模=火电机组度电容量电价×该地区在对应期间内火 电总发电量； 3）假定容量补偿费用由全社会参与市场的电力用户按照用电量比例分摊，则用户 侧容量费用=容量补偿规模/该地区全社会市场化用电量。

按照以上方式，我们可以根据 2022 年不同省份以及全国平均火电利用小时数、火 电发电量以及市场化用电量，测算得出目前各省&全国的理论火电容量电价以及 相应的用户侧容量费用。对单位千瓦火电机组的基本假设如下： 1） 火电装机建造成本：3500 元/千瓦； 2） 运维费用及其他费用：参考建投能源 2020-2022 年成本分拆，不考虑员工薪酬 的情况下约 95 元/千瓦·年；3） 残值率：10%； 4） 折旧年限：20 年； 5）资本金比例及贷款利率：资金结构为 30%权益资金与 70%债务融资，贷款利率 为 4.0%，还款年限 15 年； 6）用电量中市场交易占比：60%。

从容量电价定义出发，不考虑员工薪酬的情况下，根据测算结果全国平均火电容 量补偿为 310 元/kw·年（对应 2022 年发电量，电价约为 0.070 元/度），平均用户 侧容量费用约为 0.080 元/度（由市场交易用户承担）。西南、东北区域由于火电利 用率较低，故其容量电价较高；宁夏、内蒙古、山西等地的理论容量电价在当前 其用户侧用电价格中占比较高。参考云南容量电价市场政策，煤机最大发电能力 与最小发电能力之间的可调节空间参与容量市场交易，由于未灵活性改造前我国 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%。根据测 算，若 50%装机获容量补贴，全国平均火电容量补偿为 155 元/kw·年（对应 2022 年发电量，电价约 0.035 元/度），平均用户侧容量费用约为 0.040 元/度（由市场交 易用户承担）。

2.3、辅助服务市场：当前调峰&调频服务为主，未来市场空间广阔

辅助服务可提高电力系统灵活性，有助于平衡电力实时供需。随着新能源渗透率 提高和负荷需求复杂多变，电力供需难以准确预测，运行偏差需要辅助服务市场 进行资源平衡，灵活调节电力送受。辅助服务包括有功平衡、无功平衡、事故应 急恢复服务三类，其中有功平衡分为调峰、调频、备用等服务，是我国目前主要 运行的辅助服务品种。

辅助服务市场即上述服务的交易市场，可补充电能量市场的电量偏差或运行中出 现的特殊事件。当前，我国辅助服务市场正处于探索建设阶段，形成辅助服务市 场+固定补贴并行的过渡模式。其中，各省普遍建设运行了区域内调峰、调频辅助服务市场，部分区域开展了区域备用辅助服务市场。2022 年，通过辅助服务市场 化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过 9000 万千瓦；煤电企业获得辅助服务补 偿收益约 320 亿元。

国内 7 成机组均参与辅助服务，火电为辅助服务费用补偿主体。截至 2023 年 6 月 底，全国发电装机容量约 27.1 亿千瓦，参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦， 占比约 74%。2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%；其中火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%；市场化补偿费用 204 亿元， 占比 73.4%；调峰/调频/备用补偿分别占总费用的 60.00%/19.40%/16.20%。

2021 年 12 月，国家能源局出台《电力辅助服务管理办法》，细化规定了各类电力 辅助服务品种补偿机制。随后南方电网、华东电网、华北电网、西北电网、东北 电网、华中电网均发布新版“两个细则”模拟运行稿，提出扩大电力辅助服务主 体、丰富电力辅助服务品种、深度挖掘传统电源潜力等。在政策指引下，各省建 立当地辅助服务补偿机制，补偿细则不尽相同。按区域来看，2019 年上半年全国 电力辅助服务补偿共 130.31 亿元，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和 西北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占当地上网电费比重最高，达 3.27%， 华中区域占比最低，为 0.36%。

我国辅助服务未来空间测算： 以一年为周期、在全国范围内，对辅助服务费用规模进行测算，根据平均电价及 全社会用电量增长的预测倒推总电费规模，并根据国家能源局相关发布会回复， 2023 年上半年辅助服务费用 278 亿元，占上网电费 1.9%，参考国际经验，辅助服 务费用一般在全社会总电费的 3%以上。我们假设 2030 年辅助服务费用占总上网 电费 3%，从而推算未来辅助服务补偿费用规模，在平均电价不变的情况下，测算 2030 年辅助服务费用补偿规模近 1200 亿元，辅助服务费用比例随着新能源大规 模接入有望不断提升。

2.4、绿电、绿证&CCER：可再生能源环境价值凸显，看好政策引导 下的交易规模扩张

在全球高度重视气候治理的背景下，可再生能源的环境价值凸显。在我国，可再 生能源电力消费的需求主要来自于两方面：（1）完成可再生能源消纳责任权重； （2）出口企业规避高额海外碳关税。根据我国现行制度设计，可再生能源发电项 目可通过绿电交易、绿证交易以及 CCER 兑现其环境价值。

绿电&绿证交易政策陆续出台，鼓励绿电出现溢价： 国家发改委、能源局于 2021 年 5 月发布《关于进一步做好电力现货市场建 设试点工作的通知》，重点指出有序推动新能源参与电力市场，引导新能源项 目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。 此后颁布的《绿色电力交易试点工作方案》正式明确了绿电交易定义与交易 框架，鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价 格，同时将高于核定上网电价的收益分配给发电企业。 在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，重点提出探索开 展绿色电力交易，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先 执行绿色电力的直接交易结果。绿证方面，2023 年 8 月，国家发改委、财政部、能源局联合发布《关于做好 可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明 确对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电 和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立 卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。

绿电交易规模扩张，2023 年 1-7 月全国省内绿电交易量同比+136%。根据中电联 数据，2023 年 1-7 月，全国绿电省内交易电量累计达 210 亿千瓦时，同比增加 121 亿千瓦时，同比增长 136%。北京电力交易中心在光伏行业 2022 年发展回顾与 2023 年形势展望研讨会上表示，随着绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将 取得新突破，预计 2023 年国家将完成绿电交易超 500 亿千瓦时，完成绿证交易超 500 万张。

现有交易框架下，绿电保持溢价状态，且有望在中长期维度内维持。在 2021 年 9 月进行的首批绿电交易试点中，全国共成交 79.35 亿千瓦时绿电，成交价格较当 地电力中长期交易价格增加 3-5 分/千瓦时。此类溢价于后续绿电交易中依旧维持， 广东及江苏 2023 年绿电年度交易均量价齐升，其中，广东 2023 年绿电年度交易 成交电量15.63亿千瓦时，同比+130.2%；成交均价551.15厘/千瓦时，同比+10.9%， 较广东省基准电价上浮 21.7%，环境溢价均价为 21.21 厘/千瓦时。在政策推动下， 绿电已出现实质性溢价情况，随着未来绿电交易政策逐步完善以及海外碳关税陆 续落地，绿电溢价有望于中长期维度内维持。

CCER 重启在即，可再生能源收益机制有待理顺。CCER 作为我国实现碳中和的 重要工具，可以由控排企业购买以抵消一定比例范围内的碳配额。由于 CCER 交 易价格一般低于碳配额，而二者可以一比一抵消，因此，CCER 在对碳配额交易 形成补充的同时，也能够降低控排企业的履约成本。自 2017 年 3 月发改委暂缓 CCER 项目备案以来，仅有存量 CCER 交易，根据广州碳排放权交易中心数据， 截至 2023 年 9 月 10 日，上海、广东、天津三地的 CCER 累计成交量位列前三。 2023 年 6 月，生态环境部在例行新闻发布会上表示力争今年年内尽早重启 CCER， 可再生能源发电企业在 CCER 市场中的收益机制有待进一步理顺。

新能源项目收益测算（考虑获取绿色溢价及参与分摊容量补偿费用）

绿证已全面覆盖可再生能源，其证电分离的特性能够实现绿电调度与交易的分割， 有助于进一步活跃绿色消费市场。据智汇光伏统计，目前风电、光伏的无补贴绿 证交易价格集中于 30~50 元/张，2023 年 1~7 月均价为 42.4 元/张，由于一张绿证 代表 1MWh，故绿证可带来绿色收益 0.03~0.05 元/kWh。而同时，参考云南容量 补偿机制，新能源需向省内煤电企业购买系统调节服务、分担容量成本；随着风 光并网带来的电力体系容量裕度下行，其或需承担部分容量市场及辅助服务市场 的补偿费用。我们认为绿色溢价的加快确立，一方面有助于保障新能源机组盈利 性，另一方面亦成为绿电企业购买调节服务的收入来源。

我们对国内集中式光伏、陆上风电进行项目全生命周期测算，具体假设如下： 1） 资金结构与融资成本：资金结构为 30%权益资金与 70%债务融资，贷款利率 为 4.0%，还款年限 15 年； 2） 利用小时数：光伏/风电项目全年利用小时数假设中枢为 1300/2200 小时； 3） 单位装机建造成本：集中式光伏/陆上风电项目分别为 3500/6000 元/千瓦；其 中除光伏组件以外的其他成本为 2000 元/千瓦，组件为可变成本，光伏组件成 本假设中枢约为 1500 元/千瓦（约 1.5 元/瓦）；除风机以外的其他成本为 3500 元/千瓦，风机为可变成本，风机成本假设中枢为 2500 元/千瓦； 4） 上网电价：采用全国平均燃煤基准电价（0.367 元/千瓦时，含增值税）； 5） 税率：增值税税率 13%，所得税率 15%，所得税享受“三免三减半”政策； 6） 税金及附加：每年营业收入的 5%； 7） 折旧年限以及项目残值：折旧年限假设 20 年、项目残值率假设为 10%。

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