电力市场化改革全景图 ----寻找系统成本最优解 吴 杰（公用事业首席分析师） SAC S0850515120001 傅逸帆（公用事业高级分析师） SAC S0850519100001 阎 石（公用事业联系人） 胡鸿程（公用事业联系人） 2024年7月10日 证券研究报告 （优于大市，维持） 下载日志已记录，仅供内部参考，股票报告网 4 上网电价 输配电价 系统运行费用 政府性基金及附加 税费 终端电价 抽水蓄能容量电费 辅助服务费用 煤电容量电费 + + + + = + （政府） （市场化形成） （抽蓄电站收入） （煤电厂收入） （电网代收上交财政） （按峰谷电价规则浮动） 上网电价 输配电价 - （发电厂收入） （电网收入） 线损费用 政府性基金及附加 发电 输电 变电 配电 售电 火电、水电、核 电等 主干高压及特高 压网 城市配网、农村 配网 独立发电商 电网公司 一次 能源 企业 居民 售电业务逐步市场化 各地 供电公司 独立售 电公司 1.1 电力产业链构成 代理购电电价在： 0.44-0.52元/度之 间，占比61-73% 上网环节线损电价： 0.01-0.02元/度，占比

决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥 市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全 国统一电力市场”，为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快 速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初 步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力市场监管体系 更加健全，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。 显。全国统 一电力市场建设为加快构建新型能源体系、支撑经济社会高质 量发展注入了新的活力和动力。 全国统一的电力市场规则体系基本建立。中共中央、国务 院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推 进，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕 9 号）、《关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体 〔2015〕2752 号）、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 式，不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节价格，科学反 映电力成本变化和电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构 建要求。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 （发改价格〔2021〕1439 号）要求燃煤发电和工商业用户全部进 入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省 一、发展现状与问题挑战 5 跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电 价成本监审工作有

·2021年，交易电量2951.7亿千 瓦时，发电企业188家、电力用 户36838家，售电公司507家； ·新增煤电、气电、核电市场主体。 ·新增双边协商、集中竞争、挂牌、 发电侧合同转让、可再生绿电 交易、市场化需求响应、现货市 场“日前+实时”。 ·售电侧改革，引入售电公司，形 成“多买多卖”格局。2021年零 售交易电量 2936 亿千瓦时，占 市场电量比例 99.8%； ·售电公司背景多元，包括发电 亿千瓦时，综合均价 0.438 元 / 千瓦时。 日前现货均价 0.51 元 / 千瓦时，同比 2020 年 8 月度电上涨 0.31 元，现 货价格有效反映了电力供需形势变化。首次同步开展现货环境下市场化 需求响应，提升系统调节能力，开展“逐日盯市”市场履约风险计算和 风险提示。两次全月现货结算试运行全方位检验了市场规则、关键机制 及业务流程，对市场各方加深对现货市场形态、机制和风险的认识具有 完成全国首次第三方中立客观的电力市场评估工作，为全国电力市场建 设提供模板。 启动电力现货市场连续结算试运行。2021 年 10 月，国家发展改革 委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改 价格〔2021〕1439 号）《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》 （发改价格〔2021〕809 号），明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价， 燃煤发电电量原则上

在此次的调研中， 18% 的 HRSSC 实现了市场化或者 内 部市场化运营，其中大多数已经全面运行 3 年以上； 另 外 82% 的 HRSSC 由集团（总部）承担运营成本 并提供 经费。 市场化运营的 HRSSC 通常有更大的管理自主权，包 括 一定程度上的服务内容和功能设计、外包部分服务 和功 能、内部岗位和人员安排等。在市场化运营模式 下，各 业务单元也可以选择不采购本集团 HRSSC 的服务、功能和管理， 更 有利于规范收集和分析各业务单元的人力数据。因 此， 允许业务单元不接受本集团 HRSSC 服务的市场 化模式 可能会减少。 18% 82% 市场化或内部市场化运营， 向所服务的业务单元或外部 客户收费 由集团（总部）承担 来源：佩信行业研究院自主研究绘制 HRSSC 的运营经费来 源 28 佩信集团 团 佩信集团 佩信集团 佩信集团 的地理范围也 会进一步扩大；关于数据存储方案的选择，本地部署、公有云、 私有云 3 者之间 目前没有明显的优劣势；关于运营成本，由集团承担仍会是主 流，允许业务单元 不接受本集团 HRSSC 服务的市场化模式可能会减少；关于 HR 团队内部分工， HRSSC 在为各业务单元提供标准员工服务的基础上，也 为 HRBP 和 HRCOE 提供 人力数据支持；关于引入外部合作方，技术和服务已 经不是供应商之间体现差异

展 数智产业是打破美西方技术封锁、抢占主动权的战略选择； 二是从经济发展看，大力发展数智产业是发展新质生产力、 培育发展新动能的必然要求；三是从改革实践看，大力发展 数智产业是推进数据要素市场化配置改革，实施“人工智能 +”战略，加快建设数字中国的重要举措。 数智产业涵义。数智产业是面向人工智能应用的数据产 业与以高质量数据集为核心的人工智能产业，两者相向而行、 相互作用、相互融合，形成的一种以数据为关键要素、以人 年党的十九届四中全会首次将数据作为继土地、 劳动力、资本和技术之后的第五大生产要素后，中共中央、 国务院分别于 2020 年 3 月和 2022 年 12 月，发布了《关于 构建更加完善的要素市场化配置体制机制的意见》和《关于 构建数据基础制度更好发挥数据要素作用的意见》，构筑起 了我国数据要素化价值化的“四梁八柱”。特别是国家数据 局于 2023 年 10 月 25 日正式挂牌成立以来，数据要素市场 向前发展。数智产业已成为新经济、新技术、新模式、新生 态的催化剂，成为抢占新质生产力先机、培育经济发展新动 能、赢得竞争优势的产业高地和动力支撑。 3.从改革实践看，大力发展数智产业是加快建设数字中国的重要举措 数据要素市场化配置改革和数字中国建设是一项前无 古人的伟大实践，必须培育发展一支覆盖数智领域相关政策、 理论、实践等领域的专业化产业力量和队伍。当前，我国经 济社会正步入数据要素化发展新阶段，数据资源开发利用正

能共享服务 一体化的共 享服务 P28 财务共享服务模式 主要内容 基础性共享服务模式 利用规模化和标准化的服务为企业客户达到降低成本的目标，是一种托管式 的服务模式 共享服务市场化模式 企业客户可按照自己的意愿和实际情况来选择共享服务模式 共享服务高级市场模式 企业客户具有对服务的提供者进行选择的权利，一旦客户觉得内部的服务无 法满足自身需求时，则有权更换自己满意的服务 财务共享服务中心作为一个独立运营体，凭借专业技术知识和技能优势，与 外部咨询机构、第三方外部服务机构等展开完全商业化的竞争，通过为多个 企业客户提供服务来创造收入和利润，服务收费也完全是“市场化”的 财务共享服务中心模式 P29 财务共享服务中心的发展方向 P30 财务共享服务中心来自企业战略的长远规划，是财务管理模式的变革。它是一套系统性工程，涉及战 略定位、运营模式 负责区域内相关或相似业务的 处理。区域型财务共享服务中 心的组织结构以公司在各地区 域分布为基础，每个服务中心 负责管理该区域内经营与业务 专长型 全球型 区域型 P37 财务共享服务中心战略职能 作为充分市场化 运行机构 作为独立的共享 服务公司 财务共享服务中心已 经完全独立 ，成为专 业的财务共享服务公 司 ，参与市场竞争 ， 为市场中有需要的企 业提供服务。公司有

308 万平方公里，东西跨度 3000 多公里，约占全国陆地面积 1/3，供 电服务人口超过 1 亿。 西北电网创新“能量换容量”“新火互济”等交易品种。结合高比例新能源电网平衡 形势变化，以市场化方式发挥黄河流域梯级水库的存蓄调节作用，实现新能源电“能量” 与水电富余“容量”之间的互济互补，2024 年有效支援青海迎峰度夏、度冬保供电量分 别为 17.6 亿千瓦时、21.7 亿千瓦时 [ 受 端省份协商中长期送电价格通常参考受端燃煤发电基准价，由于煤电容量电价机制的建立 导致燃煤基准价有所调整，跨省跨区中长期交易电价格需要考虑此类因素，配套电源的调 节成本应由受端予以疏导，以市场化方式形成价格。如果调节成本难以疏导，可能造成收 | 14 | 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 益空间小甚至经营亏损，影响发电主体投资积极性。 3.2.2 送受端电力曲线匹配存在困难 完善需求侧响应机制，加快受端用户侧参与省间交易 需求侧响应通过市场化手段引导用户调整用电行为，是提升外购电消纳能力的关键工 具。通过完善分时电价、虚拟电厂、可调节可中断负荷等相关政策，需求侧响应机制可以 有效缓解冬夏负荷高峰时段的电网压力，并为系统提升灵活性提供空间，对于用电高峰时 段外购电的消纳有重要支撑。 加快用户侧参与省间电力交易是当前我国电力市场化改革的重要方向：通过扩大市场 主体范围、优化资

园区网络基础设施搭建，重点建设 OA 系 统、安防监控、一卡通等基础信息化平台。这个阶段的开发主体集中在地方政府及开发区管委会，而运 营商主要是政府直属的事业单位，资金来源主要是财政补贴为主，市场化程度较低。 2.0 阶段：多元化模式阶段（2009-2014 年）：此阶段下，基础信息设施建设完善，运营主体更加多 元化。三大运营商开启 NB-IoT 网络建设，3G/4G 网络覆盖率超 90%。2013 年深圳前海在产业园区部署 5000 个物联网 终端，这是产业园进行实现设备互联，构建感知层的重要体现。此时园区建设重点在智能抄表、环境监 测、物流追踪等应用。这个时期的产业园政企合作的模式涌现，市场化逐步提升，商业模式也开始多元 化，更多市场主体参与运营，开始为提升产业园空间利用效率提供综合解决方案。此外，大企业为主导 的产业园也开始实现了成功模式，例如三一重工、海尔工业园等，主要是工业制造大企业为主。 企业为建设运营主体，由龙头 企业负责园区的规划、建设和运营，这种模式更加市场化，注重经济效益和商业运作。小微型园区的建 设主体是一般不同类型的孵化器，由孵化器的投资主体进行智慧园区建设。 不同运营主体主导下的智慧园区的优劣势存在较大差异。政府主体类型的主要优势是有良好的信誉 背书，政策资源合理较强，但是也存在市场化运作不足以及创新生态的不足；产业地产商具有较强的物 业服务能力以及专业开

“十四五”以来，国家能源局会同国家发展改革委等单位不断完 善新型储能政策体系，先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导 意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》，对新型储能规模化、产 业化、市场化发展作出总体部署，提出促进新型储能高质量发展的重 点任务。制定《新型储能项目管理规范（暂行）》，明确新型储能项目 规划布局、备案建设、并网调度、监测监督等环节管理的具体要求。 2024 年，“ 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于进 一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行 〔2022〕475 号，以下简称《通知》）。《通知》要求建立健全适应新型 储能发展的市场机制，坚持以市场化方式形成价格，保障储能合理收 益；持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用 水平，促进行业健康发展。 教育部、国家发展改革委、国家能源局三部门印发《关于实施储 能技术国家急需高层次人才培养专项的通知》 月，国务院印发《2024—2025 年节能降碳行动方案》 （国发〔2024〕12 号，以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出“积 极发展抽水蓄能、新型储能”，“落实煤电容量电价，深化新能源上 网电价市场化改革，研究完善储能价格机制”等要求。 中共中央 国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的 意见》 2024 年 7 月，中共中央 国务院印发《关于加快经济社会发展全 038 2025 中国新型储能发展报告