摘要：电力统一大市场是要素市场化配置的核心领域，国家明确2025年初步形成、2030年基本完成建设目标。当前进展显示，2023年6月南方区域电力市场正式运行，成为阶段性成果，但整体建设进度略慢于预期。

“十五五”规划前瞻之电力改革

一、电力市场化改革与统一大市场建设

电力统一大市场是要素市场化配置的核心领域，国家明确2025年初步形成、2030年基本完成建设目标。当前进展显示，2023年6月南方区域电力市场正式运行，成为阶段性成果，但整体建设进度略慢于预期。

物理基础与技术突破：省间电网互联不足是主要瓶颈，如南网与国网仅通过闽粤背靠背工程连接。“十五五”期间规划新增8-10条特高压直流（如藏东南送广东、青海海西送广西），解决跨区域电力输送问题；同时，人工智能与电力交易求解器技术突破，已解决全国范围内现货交易结算的算力难题。

电价机制完善：136号文推动各省补齐交易品种（电量市场+辅助服务市场），市场化交易电量占比计划从当前20%-50%提升至“十五五”末70%-80%。区域市场试点显示，电价波动更趋市场化，如广东2023年7-9月因云贵水电低价输入电价下行，10月供需反转后现货电价涨至0.5元/度。

电碳市场耦合：当前绿电消费与碳市场交易（如碳配额、CCER）缺乏联动机制，“十五五”将探索金融工具整合，目标实现绿电价值在碳市场的变现，需解决生态环境部与发改委的管理协同问题。

二、新能源发展规划与电源结构调整

新能源装机占比将持续提升，“十五五”期间电源结构加速向清洁化转型，区域差异与消纳压力成为关键考量。

装机目标与结构分化：2025年风电+光伏占比预计达36%（2020年仅14%），2030年进一步提升至45%-47%。分能源看，风电增速约为光伏的3倍，其中海上风电（如广东、海南）和陆上风电（如贵州）为主要增长点，光伏因午间发电电价低迷（部分时段0电价）导致投资意愿谨慎。

区域布局与外送依赖：新能源基地集中于三北地区（西藏、青海、新疆），负荷中心省份倾向优先消纳外送电以保留本地减排指标。例如贵州规划接受新疆特高压直流外电，将本地新能源建设需求延后至“十六五”。

消纳率挑战：高比例新能源接入推高消纳压力，“十五五”电网侧将通过配网改造（如透明化率从7%提升至100%）和储能配套提升消纳能力，外送通道完善省份（如贵州、广东）消纳率可达95%以上。

三、储能政策与发展前景

136号文取消新能源强制配储后，储能发展转向市场化驱动，电源侧与电网侧成为增长主力。

需求逻辑转变：当前新增储能中40%来自电网侧、45%来自发电集团，用户侧仅占15%。“十五五”需求（）增长源于三方面：一是储能将独立参与电量市场（如现货、长协交易），拓展峰谷套利外的盈利渠道；二是容量电价机制试点推广，山东、内蒙已对储能给予容量补偿，预计1-2年内全国性政策落地；三是新能源主体考核机制调整，光伏因缺乏调峰能力需配储以避免考核 penalty，风电可通过机械部件参与部分辅助服务。

技术与盈利模式：电化学储能（以磷酸铁锂为主）短期仍是主流，但安全性问题待解；调频辅助服务收益显著，如山西短时调频度电补偿达4元，1-2年即可回本。

四、电网投资与消纳能力建设

电网投资战略从“主网优先”转向“配网与主网并重”，支撑新能源消纳与统一市场运行。

配网改造提速：“十五五”核心目标是配网透明化率从7%提升至100%，通过数字化改造实现负荷可控可调，投资规模预计相当于“再建一个国网”。配网集采机制已启动，通过供应链整合降低成本，为大规模建设铺路。

特高压建设重启：“十四五”特高压进入平台期，“十五五”南网计划将送电能力从5800万千瓦翻倍至1亿千瓦，重点推进跨区域直流工程（如新疆送贵州），解决省间电力互济问题。

五、电力市场化下的市场主体影响与政策平衡

市场化改革对各类主体盈利模式与政策协同提出新要求。

火电转型：新能源替代下，火电在电量市场竞争力减弱，但容量电价提供保底收益，现货市场与辅助服务（调峰、调频）成为主要盈利来源。例如，煤电可通过短时现货电价波动（如广东10月电价跳升）和辅助服务补偿实现收益结构优化。

新能源主体：光伏因午间发电电价低迷（0-0.2元/度），需通过“新能源+储能”联合报价提升竞争力；风电因具备机械调节能力，收益确定性高于光伏，但海上风电受军管区审批影响存在不确定性。

政策协调挑战：电碳市场耦合需解决管理机制分割问题（碳市场当前由生态环境部主导，电力市场由发改委/能源局主管），若碳市场划归发改委管理，协同效率有望提升；地方政府“低价、稳定、绿色”的三重诉求可能推高社会成本，需通过电网投资与市场化定价平衡。

Q&A

Q1: 统一大市场建成后，对燃煤发电公司在发电量、收入及补贴等方面有何影响？

A1: 统一大市场建成后，燃煤发电公司面临多方面影响。在发电量方面，随着新能源主体增多，火电在电量市场的优势将减弱，尤其在长协市场中，廉价新能源的竞争会挤压其发电空间。收入方面，火电的盈利模式将发生转变：容量电价机制为其提供保底收入，现货市场因火电可控性强仍具竞争力，同时辅助服务市场（如调峰调频）将成为重要收益来源，逐步替代传统电量市场主导的收入结构。补贴方面，随着市场化深化，保障性电量占比下降，传统补贴依赖度降低，转而通过市场机制（如容量电价、辅助服务补偿）实现收益平衡。

Q2: 国家推进电力市场化的根本原因是什么？

A2: 国家推进电力市场化的核心原因在于解决传统电力市场的结构性问题。一是电力市场长期存在不透明与垄断现象，计划经济模式下资源配置低效，如电网主导发电分配而非市场竞争；二是市场化可通过价格信号优化资源配置，实现“电价最低者发电量最大”的高效供需匹配，释放改革红利；三是适应能源转型需求，随着新能源占比提升，市场化能促进跨区域清洁电力消纳，支撑碳达峰与碳中和目标。

Q3: 如何破解电力领域“稳定、低价、绿色”的“不可能三角”困境？

A3: 破解“不可能三角”需从国家战略与市场化机制协同推进。短期来看，成本通过牺牲发电企业或储能企业利润承担，如光伏风电的绿色价值暂未完全体现，需依赖企业让利；长期则通过构建廉价绿色产业链输出，将中国光伏、风电的低成本优势嵌入全球绿色转型，同时推进电力市场化与碳市场耦合，通过技术进步（如储能效率提升）与机制创新（如绿电直联）平衡多重目标。此外，电网投资增加（如配网改造）与跨区域电力交易扩大，可提升稳定性与绿色电力供给能力。

Q4: 储能参与电量市场的具体方式是什么？

A4: 储能参与电量市场的方式正逐步拓展。目前，部分试点区域已允许储能作为独立主体参与电量市场，未来1-2年发改委与能源局将明确全国性规则。具体路径包括：一是通过峰谷套利外，可独立参与长协、现货等多品种交易，如在特定时段报价供电；二是与新能源主体联合报价，调节发电时段以提升电价竞争力，例如光伏企业通过储能将中午低价电转移至下午高价时段出售；三是叠加辅助服务市场（如调频）与容量电价收益，丰富盈利模式。

Q5: 今年电力需求增长较快但未出现拉闸限电，是否意味着电源侧建设超前，未来面临降速风险？

A5: 今年电力供需平衡不代表电源侧建设超前，十五五期间无降速风险。需求端，电量增长快于GDP增速，主要源于非经济贡献因素，如极端气候（高温导致空调用电增加）、新能源汽车充电需求等，此类需求未计入GDP但推高电量；供给端，新能源装机快速增长与跨区域电力交易扩大（如南方区域市场）保障了电力供给。未来，随着统一大市场完善与碳达峰目标推进，新能源外送与配网改造需求将持续，电源侧建设仍需稳步推进。

Q6: 特高压投资低于预期背景下，主网投资的核心方向是什么？未来能否维持高增长？

A6: 主网投资核心方向为特高压配套与跨区域联网，未来增长具备支撑。十四五期间特高压进入平台期，南网特高压送电能力维持5800万千瓦，十五五计划翻番至1亿千瓦，重点推进藏东南-广东、新疆-贵州等跨区域直流工程；同时，主网投资需配套新能源消纳，如三北地区清洁电力外送需强化网架结构。尽管今年特高压进度滞后，但统一大市场建设与碳达峰目标驱动下，十五五特高压与主网投资将加速，维持高强度增长。

Q7: 国网集采导致设备价格下降，是否为配网大规模投资做准备？

A7: 国网集采推动设备价格下降，是配网大规模投资的前置准备。通过供应链集团化采购，集中压价以降低成本，为未来配网改造（如透明化率从7%提升至100%）的大规模采购奠定基础。配网投资需求迫切，因新能源占比提升要求更高的消纳能力，而传统配网改造滞后，集采可通过成本控制加速项目落地。

Q8: 碳市场是否已具备启动条件？其与电市场融合的主要障碍是什么？

A8: 碳市场尚未完全具备启动条件，与电市场融合面临多重障碍。一是管理机制混乱，碳市场历经发改委、生态环境部管辖，生态环境部协调能力较弱，若回归发改委管理或加速推进；二是市场活跃度低，交易品种单一（仅碳配额与CCER），缺乏金融工具创新；三是跨部门协调难度大，电市场由能源局主导，碳市场归属不明确，导致耦合机制难以落地。尽管存在障碍，但3060目标驱动下，地方政府已开始布局外送电以抢占清洁指标，倒逼电碳耦合进程。

Q9: 如何解决特高压建设中地方政府动力不足的问题以加快推进？

A9: 特高压建设需通过统一大市场与电价机制破解地方动力不足。一方面，统一大市场可促进跨区域电力交易，地方政府可通过外送清洁电力（如三北地区新能源）获取经济收益，提升建设积极性；另一方面，需优化电价水平，如西藏-广东特高压落地电价需平衡上网价与输配电成本，确保落地电具备竞争力。此外，明确地方政府在特高压中的收益分成（如税收、就业）与环保指标置换，可进一步激发动力。

Q10: 内蒙古的储能容量电价政策何时可能向全国铺开？

A10: 内蒙古的储能容量电价政策预计1-2年内向全国铺开。当前政策试点于新能源装机多、消纳压力大的省份（如山东、内蒙古），未来将逐步推广至全国，写入十五五规划。推广节奏取决于试点效果与新能源消纳需求，如山东因接入红线问题率先推进，广东因（）负荷中心消纳率高可能滞后。政策目标是替代传统强制配储模式，通过容量电价补偿储能投资，激活电源侧与电网侧储能需求。

Q11: 山东储能项目收益率下降的原因是什么？未来收益能否改善？

A11: 山东储能项目收益率下降主因政策调整与市场竞争。前期依赖容量租赁模式，136号文取消强制配储后，租赁需求萎缩，而容量电价补偿尚未完全到位；同时，山东储能保有量达18GWh，市场竞争加剧导致收益稀释。未来收益改善需依赖：一是容量电价全国推广，明确补偿标准；二是储能参与辅助服务市场（如山西短时调频度电补偿达4元），拓宽盈利渠道；三是电力市场化深化，允许储能独立参与现货交易套利。

Q12: 继续建设火电作为备用电源是否可行？

A12: 继续大规模建设火电作为备用电源不可行。发电集团缺乏投资意愿，因火电折旧周期（20-30年）与碳中和目标冲突，远期面临资产搁浅风险；技术层面，电网调节需求可通过储能（构网型储能技术突破）、抽水蓄能及配网改造（提升负荷调节能力）替代，火电的调峰调频功能将逐步被新能源+储能组合取代。目前部分地方政府要求新能源项目配套小火电，但长期来看，储能是更可持续的替代方案。

免责申明：以上内容不构成投资建议，以此作为投资依据出现任何损失不承担任何责任。

来源：新浪财经