2018年12月工商企业部电力行业研究团队冯秀娟电话：010-88090184邮件：fengxiujuan@chinaratings.com.cn刘艳电话：010-88090158邮件：liuyan2@chinaratings.com.cn市场部电话：010-88090123邮件：cs@chinaratings.com.cn中债资信是国内首家以采用投资人付费营运模式为主的新型信用评级公司，以“依托市场、植根市场、服务市场”为经营理念，按照独立、客观、公正的原则为客户提供评级等信用信息综合服务。公司网站：www.chinaratings.com.cn 电话：010-88090001地址：北京市西城区金融大街28号院盈泰中心2号楼6层专题报告 2018年第170期 总第708期中国电力体系基础研究（上）——中国电力系统构成及电力交易机制理内容摘要 本专题主要从电力系统构成、电力交易机制以及电力跨区域调配等三个方面研究中国电力体系，分为上下两篇，本篇为上篇，主要总结我国的电力系统构成以及电力交易机制；下篇将在分析当前电力供需格局的基础上，对目前的跨区域电力调配及影响进行分析。本篇报告的主要结论如下：1、中国电力系统涉及运营主体包括发电系统、输变配电系统、售电公司及用户。其中发电端装机容量及发电量以火电和水电为主，风电、光伏等清洁能源近年增幅显著；输变配电系统包括输电、变电和配电系统，其中增量配电改革是新电改的重要方向之一，但改革推进速度缓慢；售电公司新电改后发展迅速，其中配售一体、发售一体及用户型售电公司将在市场竞争中占据相对优势地位；用电侧方面，随着供给侧改革的推进及第三产业的快速发展，预计未来二产用电量仍将呈下降趋势，三产用电量占比将持续增加。2、电力交易机制方面：（1）电价形成机制：我国销售电价主要由上网电价、输配电价和政府性基金及附加三大部分构成，新电改对电价改革的思路是“管住中间，放开两头”，即管住中间输配电的价格，放开上网电价和销售电价。其中，输配电价体系包括省级电网输配电价、区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格以及地方电网和增量配电网配电价格。目前除省级电网输配电改革基本完成之外，其余三项改革全面完成仍尚需时日。（2）电力交易体系：电力交易品种包括电力用户与发电企业直接交易、跨省（区）电能交易、发电权交易等，随着交易市场化进程逐步深化，市场化交易电量规模快速增长，但省间交易占比不高。电力交易方式主要包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等，其中双边协商方式仍为主要方式，随着市场逐渐成熟，集中交易及挂牌交易占比将有所提升。 中国电力体系基础研究（上）1中国电力系统构成1、中国电力系统主要由五个部分组成：发电厂、输电线路、变电所、配电系统及用户。其中发电厂所发出的电能，经过输电线路送到变电所降压后送到配电系统，再由配电系统把电能分配到各用户，构成一个完整的电力系统，涉及主体包括发电系统、输变配电系统、售电公司及终端用户。图1：电力系统构成图解资料来源：中债资信整理（一）发电系统发电系统的主要功能是将自然界的一次能源转变为电能，按照电源类型划分为火电、水电、风电、核电、光伏及生物质能发电等。其中，除火电和核电外，其他均属于可再生能源；此外，狭义的清洁能源即指可再生能源，而广义的清洁能源还包括核电。从发电类型来看，目前，电力装机容量和发电量均以火电为主，其他电源装机容量及发电量占比较小，但受近年国家鼓励发展清洁能源的影响，清洁能源装机容量及发电量占比均呈逐年上升趋势，火电装机及发电量占比持续下降。2013~2018年9月末，火电装机容量占比从68.46%下降至61.14%，火电发电量占比从77.67%下降至70.61%。清洁能源中风电和光伏装机容量和发电量目前占比较小但增幅显著，其中光伏装机占比从2013年的1.19%提升至2018年9月末的9.13%，发电量占比从0.16%提升至2.61%；风电装机占比从2013年的6.05%提升至2018年9月末的9.75%，发电量占比2.61%提升至5.21%。未来，清洁能源占比仍将持续上升。从各电源类型的区域分布来看，火电区域分布相对广泛，核电主要分布在东部沿海地区；清洁能源中，水电主要分布在西南地区，风电、光伏主要分布在“三北”地区（即西北、华北、东北）。受区域消纳有限、外送通道能力不足等因素影响，目前普遍存在弃水、弃风和弃光等问题。但随着特高压外送通道的持续建设，且光伏、风电装机的重心向中东部地区转移，外加国家出台一系列鼓励清洁能源消纳的相关政策，例如《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》提出到2020年，弃水、弃风和弃光率均控制在5%以内，上述问题在持续改善。2018年1~9月，全国弃水率、弃 中国电力体系基础研究（上）2风率和弃光率分别为6.02%、7.70%和2.90%，分别较去年同期下降1.1、4.5和2.7个百分点，未来预计将持续下降。图2：发电端装机容量占比（2018年9月末）图3：2013~2018年9月末装机容量占比变化趋势资料来源：Wind，中债资信整理资料来源：Wind，中债资信整理图4：发电端发电量占比（2018年前三季度）图5：2013~2018年前三季度发电量占比趋势资料来源：Wind，中债资信整理资料来源：Wind，中债资信整理（二）输变配电系统输变配电系统主要包括电能传输过程中途经的所有变电所和各种不同电压等级的电力线路，主要包括输电、变电和配电系统三个方面，也称作电力网（简称“电网”）。目前，全国电网主要由国家电网、南方电网以及一些地方独立电网组成。其中，南方电网负责我国广东、广西、云南、贵州、海南五省的供电业务，国家电网负责除南方电网管理区域以及部分地方电网之外的全国26个省（市、区）的供电服务；地方独立电网主要包括一个省级电网（蒙西电网）、13个地级市电网和近400个县级电网。其中，内蒙古电力有限责任公司负责呼和浩特、鄂尔多斯等内蒙古中西部8个盟市的供电服务。图6：输变配电系统图示 中国电力体系基础研究（上）3资料来源：中债资信整理1、输电系统输电是指电能的传输，通过变压器将发电机发出的电能升压后，再经断路器等控制设备接入输电线路。通过输电，可将电能输送到数千公里的各地区配电网或直接输送给大型工厂企业，使电能的开发和利用超越地域的限制。输电网一般是由220KV及以上电厂等级的输电线路和与之相连的变电所组成，是电力系统的主干部分。输电线路根据输电电压的高低可分为高压输电线路、超高压输电线路和特高压输电线路，其中高压输电电路为输电电压在110KV、220KV的线路，超高压输电线路为输电电压在330KV、550KV、以及750KV的线路，而特高压输电线路指的是1000KV交流电压和±800kV直流电压输电线路。输电能力主要与输电容量大小与输送距离远近有关，一般而言，输送的电压越高，输送功率越大，输送距离也越长。只有将输电容量和输电距离合理化，才能减少输电损耗并达到输送电能的目的。若输电容量过大而输电距离过短，将导致电流超标，输电损耗增加；若输电容量过小而输电距离过大，将导致终端用户的电压不标准而无法正常使用。当前，特高压输电容量普遍在500万千瓦（5,000MW）以上，以±800kV溪洛渡-浙江金华特高压直流工程为例，该项工程于2014年7月投运，输送距离1,653KM，输送容量800万千瓦，按照工程规划，建成后每年可向华东送电约400亿千瓦时，2017年实际输送电量约350亿千瓦时。表1：我国输电电压、输送容量和输送距离的合理范围输电电压（KV）输送容量（MW）输送距离（KM）100.2~26~20352~1020~5011010~5050~150220110~500100~300330200~800200~6005001000~1500450~8507502000~2500500~1000资料来源：输变电工程设计，中债资信整理2、变电系统变电是指在变电站中利用变压器将电压由低等级转变为高等级（升压）或由高等级转变为低能级的过程。在电能输送过程中，电流在导线中产生电能损耗，为了减少输送过程中的能量损失，需要提高电压，因此电流从电厂出来会先经过升压变压器将电压升高；到了负荷端，再经过降压变压器将 中国电力体系基础研究（上）41 为方便区分，本文将2002年的电改称作“旧电改”，而将2015年起实施的电改称作“新电改”。电压降下来供用户使用。根据变电站在电力系统中的地位和作用，可将其划分为系统枢纽变电站、地区一次变电站（区域及地区变电站）、地区二次变电站（地方变电所）和终端变电站四类：（1）系统枢纽变电站：枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，其电压是系统最高输电电压。枢纽变电站的一次电压通常为330KV和500KV，二次电压为220KV或110KV。枢纽变电站连成环网，全站停电后，将引起整个系统瘫痪，因此枢纽变电站的可靠性要求较高。枢纽变电站主变压器容量大，供电范围广。（2）地区一次变电站：也叫区域及地区变电站，位于地区网络的枢纽点，是与输电主网相连的地区受电端变电站，任务是直接从主网受电，向本供电区域供电。其中，区域变电站向数个地区或大城市供电，而地区变电站向一个地区或大、中城市供电。其一次电压一般为220KV和330KV，二次电压为110KV、35KV或10KV。全站停电后，可导致地区电网瓦解，影响整个区域供电。地区一次变电站主变压器容量较大，出线回路数较多，对供电的可靠性要求也较高。（3）地区二次变电站：一般是地方变电所，由地区一次变电站受电，直接向本地区负荷供电，供电范围小。主变压器容量与台数根据电力负荷而定，一次电压多为110KV，二次电压为10KV及以下等级。全站停电后，只有本地区中断供电。（4）终端变电站：终端变电站在输电线路终端，接近负荷点，经降压后直接向用户供电，全站停电后，只是终端用户停电。3、配电系统配电系统是指电力系统中从降压配电变电站（高压配电变电站）出口到用户端的一段网络，直接与用户相连并向用户分配电能。按照电压等级分类，我国配电网可划分为高压配电网、中压配电网和低压配电网三部分。其中，35KV、66KV、110KV为高压配电网，6KV、10KV为中压配电网，220V、380V为低压配电网。按照用户进行分类，配电网主要包括城市配电网、农村配电网、工厂配电网等，其中工厂配电网多为自建自用，而城市和农村配电网多由各地方电网公司投资建设。我国早期电网投资存在“重输轻配”的现象，即重视输电网建设，而对配电网投资不足，导致城市和农村配电网络发展滞后。由于配电网与售电、用电等各环节联系密切，此轮电力体制改革（以下简称“新电改”）1的推进亟需配电网的配套发展。因此，增量配电改革成为2015年以来新电改的重要方向之一。2015年7月，国家能源局下发《配电网建设改造行动计划（2015-2020）》，提出2015-2020年配电网建设改造投资不低于2万亿元，其中，2015年投资不低于3000亿元，2016-2020年累计投资不低于1.7万亿元。2016年10月，国家发改委、能源局发布的《有序放开配电网业务管理办法》明确，鼓励社会资本有序投资、建设、运营增量配电网，2018年以来又相继出台多项政策。配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，不涉及220千伏以上输电网建设；而增量配电网包括新建配电网、混合所有制方式投资配电网增容扩建和电网企业存量资产外的存量配电网。目前，国家发改委共分三批公布了增量配电改革试点项目，总数为320个，分布于31个省区市，从区域范围上已实现2017年底发 中国电力体系基础研究（上）5改委提出的增量配电业务“地级以上城市全覆盖”的目标。目前试点多以工业园区为主，主要由于园区配电网平均负荷率高，因而在投资回报方面较城网、农网更高。此外，由于该项改革存在供电区域划分争议、增量配网价格不明、配网工程接入障碍等多方面问题，改革推进速度缓慢。截至2018年上半年，全