電力行業(yè)市場(chǎng)分析4

電力行業(yè)市場(chǎng)分析1、海外電力市場(chǎng)發(fā)展的共識(shí)與分歧1.1共識(shí)：建立平衡機(jī)制，發(fā)揮電能量/輔助服務(wù)市場(chǎng)作用電力運(yùn)行特點(diǎn)要求實(shí)時(shí)平衡。電力系統(tǒng)是全世界最大的人造系統(tǒng)，支撐了電能的生產(chǎn)、傳輸與消費(fèi)，包括發(fā)電（生產(chǎn)）、輸電（輸送）、配電（分配）、用電（消費(fèi)）四個(gè)環(huán)節(jié)。由于電能不能大量存儲(chǔ)，電能供需應(yīng)保持實(shí)時(shí)平衡，不平衡將引致電力系統(tǒng)失穩(wěn)、崩潰，乃至大停電。當(dāng)前發(fā)電側(cè)新能源占比提升、用電側(cè)充電樁等新型負(fù)荷占比提升，為系統(tǒng)平衡帶來(lái)挑戰(zhàn)。海外成熟電力市場(chǎng)普遍設(shè)置平衡機(jī)制。在我國(guó)，電網(wǎng)調(diào)度部門負(fù)責(zé)統(tǒng)籌電力電量平衡，實(shí)現(xiàn)發(fā)用電平衡，保證供用電安全與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。海外成熟電力市場(chǎng)的調(diào)度則通過(guò)電力市場(chǎng)交易實(shí)現(xiàn)調(diào)度過(guò)程，市場(chǎng)管理者將市場(chǎng)交易結(jié)果轉(zhuǎn)化為對(duì)市場(chǎng)成為的調(diào)度指令。市場(chǎng)成員實(shí)際發(fā)電量與合約發(fā)電量之間的差別一般通過(guò)“實(shí)時(shí)市場(chǎng)”進(jìn)行結(jié)算，建立市場(chǎng)化平衡機(jī)制。實(shí)時(shí)市場(chǎng)的平衡機(jī)制通常由電能+輔助服務(wù)兩個(gè)市場(chǎng)構(gòu)成，前者即電力現(xiàn)貨市場(chǎng)（包含調(diào)峰，因調(diào)峰本質(zhì)是通過(guò)短時(shí)電力調(diào)節(jié)使發(fā)電出力跟蹤負(fù)荷的變化）、后者是輔助服務(wù)市場(chǎng)。為準(zhǔn)確反映價(jià)格信號(hào)，海外電力市場(chǎng)通常為電能量市場(chǎng)設(shè)置較寬的價(jià)格區(qū)間：設(shè)置較高的價(jià)格上限：采用機(jī)會(huì)成本定價(jià)法，即將用戶的失負(fù)荷價(jià)值或停止用電所產(chǎn)生的損失確定為價(jià)格上限。因此，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格上限達(dá)到正常平均批發(fā)電價(jià)的20~30倍，在兩個(gè)采用稀缺定價(jià)機(jī)制的市場(chǎng)得州ERCOT/澳洲AEMO進(jìn)一步拉高到30倍以上。不設(shè)下限或設(shè)置極低的“負(fù)電價(jià)”：考慮新能源機(jī)組零邊際成本的事實(shí)，且有利于增加消費(fèi)者福利。為實(shí)現(xiàn)效用/經(jīng)濟(jì)性最大化，電力實(shí)操也為不同輔助服務(wù)品種設(shè)置差異化市場(chǎng)模式。強(qiáng)制提供：同步發(fā)電機(jī)組接入同時(shí)提供的輔助服務(wù)，如一次調(diào)頻、一定范圍的無(wú)功調(diào)節(jié)等；長(zhǎng)期合約：針對(duì)黑啟動(dòng)、無(wú)功調(diào)節(jié)等對(duì)機(jī)組有特殊能力要求或具有一定本地化特征的輔助服務(wù)品種，通過(guò)雙邊協(xié)商或招標(biāo)方式確定輔助服務(wù)提供商；有組織的競(jìng)爭(zhēng)性市場(chǎng)：二次調(diào)頻、備用等供應(yīng)相對(duì)充足、需求隨時(shí)間變化的輔助服務(wù)品種（注：在典型集中式電力市場(chǎng)如美國(guó)、澳大利亞，該市場(chǎng)與電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合，聯(lián)合優(yōu)化出清）。1.2分歧1：集中式VS分散式市場(chǎng)模式囿于各國(guó)電網(wǎng)能力條件的不同，海外成熟市場(chǎng)會(huì)根據(jù)自身情況選擇集中式市場(chǎng)或分散式市場(chǎng)。集中式市場(chǎng)考慮電網(wǎng)約束，適用于電網(wǎng)卡口比較嚴(yán)重、電力供需比較緊張的地區(qū)；分散式市場(chǎng)要求區(qū)域電網(wǎng)布局完善，供需充足。兩類市場(chǎng)的差異在多個(gè)層面影響市場(chǎng)運(yùn)行規(guī)則，進(jìn)而影響各類市場(chǎng)主體（包括調(diào)節(jié)資源）盈利模式。根本差異（1）：中長(zhǎng)期與現(xiàn)貨市-場(chǎng)銜接方式不同。集中式市場(chǎng)采用金融合同性質(zhì)的中長(zhǎng)期差價(jià)合約，并于現(xiàn)貨市場(chǎng)上全電量競(jìng)價(jià)；分散式市場(chǎng)采用實(shí)物合同性質(zhì)的中長(zhǎng)期合約，現(xiàn)貨市場(chǎng)上僅偏差電量競(jìng)價(jià)。根本差異（2）：出清模型對(duì)網(wǎng)絡(luò)約束/機(jī)組技術(shù)約束的考慮。分散式市場(chǎng)在日前出清模型中不考慮電力網(wǎng)絡(luò)模型與機(jī)組運(yùn)行參數(shù)，采用無(wú)約束出清方式，盡量保證電力商品的流動(dòng)性（適用于電力供需相對(duì)寬松、電網(wǎng)互聯(lián)程度較高的歐洲）；而集中式市場(chǎng)將可能出現(xiàn)的網(wǎng)絡(luò)阻塞、機(jī)組技術(shù)約束提前考慮，犧牲自由度、但也減少了實(shí)際交割時(shí)來(lái)自電網(wǎng)與機(jī)組運(yùn)行參數(shù)的限制與隱患（適用于電網(wǎng)由私人建設(shè)、互聯(lián)程度較低的美國(guó)）。由根本差異（1）所引發(fā)的調(diào)節(jié)資源收入結(jié)構(gòu)差異：分散式市場(chǎng)賺取電能量收益難度更大。以抽蓄電站為例，雖然輔助服務(wù)市場(chǎng)收益占比均達(dá)到了50%以上，但在美國(guó)這類集中式市場(chǎng)，抽蓄電站根據(jù)其提供的功能，參與電能量市場(chǎng)（體現(xiàn)調(diào)峰填谷功能）所獲收益的占比更高；而在英國(guó)這類分散式市場(chǎng)，抽蓄電站通過(guò)簽訂場(chǎng)外中長(zhǎng)期合約實(shí)現(xiàn)成本回收（主要和英國(guó)國(guó)家電網(wǎng)），主因：（1）平衡機(jī)制市場(chǎng)規(guī)模穩(wěn)定性較弱：分散式市場(chǎng)上雙邊交易電量占總電量90%以上，僅有10%偏差電量進(jìn)入現(xiàn)貨階段，約有3%~5%電量進(jìn)入平衡市場(chǎng)，每日平衡市場(chǎng)上的交易量波動(dòng)較大。（2）平衡機(jī)制市場(chǎng)價(jià)格穩(wěn)定性較弱：較小市場(chǎng)規(guī)模下供需擾動(dòng)更突出，峰谷價(jià)格信號(hào)不如集中式全電量競(jìng)價(jià)市場(chǎng)明晰。尤其在新能源大發(fā)時(shí)段，富余的均為零邊際成本的新能源電量，容易出現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)段的負(fù)電價(jià)，無(wú)法提供套利空間。集中式市場(chǎng)給電化學(xué)儲(chǔ)能帶來(lái)更大的電能量收益空間，促進(jìn)儲(chǔ)能裝機(jī)。從美國(guó)/英國(guó)抽蓄電站電能量收益占比的差異可知集中式市場(chǎng)的確更有助于儲(chǔ)能設(shè)施峰谷套利，這同樣適用于以電化學(xué)儲(chǔ)能為代表的新型儲(chǔ)能。美國(guó)兩大儲(chǔ)能市場(chǎng)加州與得州均采用集中式市場(chǎng)模式，可較好地參與電能量市場(chǎng)（其中得州是美國(guó)目前唯一以電能量收益作為主要盈利模式的地區(qū)）。因此，至22年末存量電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)占美國(guó)總裝機(jī)71%。加州“鴨子曲線”轉(zhuǎn)為“峽谷曲線”的啟示：分布式高占比地區(qū)、光/儲(chǔ)建設(shè)步調(diào)錯(cuò)位地區(qū)，電能量收益空間進(jìn)一步放大、儲(chǔ)能需求巨大。（1）新能源電量已做“存量替代”，光/儲(chǔ)建設(shè)步調(diào)難以一致。2010~2020年美國(guó)加州累計(jì)儲(chǔ)能裝機(jī)量占全美約54%，期間采用經(jīng)濟(jì)激勵(lì)手段鼓勵(lì)儲(chǔ)能裝機(jī)、為達(dá)到削峰填谷的目的。但從當(dāng)前情況看，峰谷波動(dòng)不降反升，主因較低的用電需求增速疊加高比例新能源裝機(jī)，加州新能源電量已處于“存量替代”階段。（2）分布式項(xiàng)目占比高，拉低谷時(shí)凈負(fù)荷曲線。當(dāng)前加州2小時(shí)及以上能量型儲(chǔ)能占比75%，在19/20年調(diào)頻需求快速上升帶來(lái)相關(guān)收益的提升（這是集中式市場(chǎng)上電能量與輔助服務(wù)市場(chǎng)聯(lián)合優(yōu)化出清帶來(lái)的結(jié)果），進(jìn)入21年后電能量收益占比重回30%以上。由根本差異（2）帶來(lái)的結(jié)果是：網(wǎng)絡(luò)約束更少、交易自由度更高的歐洲市場(chǎng)，更適合在虛擬電廠組織下，分布式資源和負(fù)荷資源發(fā)揮靈活響應(yīng)作用。相關(guān)內(nèi)容將于后文對(duì)德國(guó)市場(chǎng)的分析中進(jìn)一步說(shuō)明。1.3分歧2：調(diào)節(jié)資源容量補(bǔ)償之爭(zhēng)僅依靠電能量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)能否實(shí)現(xiàn)電力平衡？在海外電力市場(chǎng)上也存在對(duì)這一問(wèn)題的不同理解。這兩類市場(chǎng)均以實(shí)際出力作為補(bǔ)償依據(jù)，而未能反映增量調(diào)節(jié)資源潛在出力能力的價(jià)值。換言之，除設(shè)置特殊機(jī)制（如稀缺定價(jià)機(jī)制）外，增量調(diào)節(jié)資源僅依靠上述兩類市場(chǎng)難以獲取必要的價(jià)值回報(bào)，容量補(bǔ)償機(jī)制/市場(chǎng)由此形成。1.3.1PJM：容量拍賣前置為更好實(shí)現(xiàn)用能穩(wěn)定、價(jià)格穩(wěn)定的目標(biāo)，并反映電能量市場(chǎng)/輔助服務(wù)市場(chǎng)未能體現(xiàn)的資源價(jià)值，PJM建立本地化、拍賣前置的容量市場(chǎng)。本地化：考慮輸電約束，容量拍賣細(xì)分在27個(gè)子區(qū)域分別進(jìn)行；拍賣前置：考慮不同時(shí)點(diǎn)對(duì)未來(lái)實(shí)際容量供需的判斷修正，容量拍賣細(xì)分為交付前3年（即基本拍賣市場(chǎng)BRA，可變資源需求曲線VRR由市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)商PJM繪制）、前20個(gè)月/前10個(gè)月/前3個(gè)月（即3個(gè)追加拍賣市場(chǎng)，市場(chǎng)主體提交報(bào)價(jià)）以及1個(gè)持續(xù)進(jìn)行的雙邊市場(chǎng)。市場(chǎng)化程度逐步遞增。PJM容量市場(chǎng)主體同時(shí)包括發(fā)電側(cè)、需求側(cè)兩類資源，電力用戶最終為系統(tǒng)冗余買單。市場(chǎng)賣方：現(xiàn)有+規(guī)劃發(fā)電資源、現(xiàn)有+規(guī)劃需求側(cè)資源等；市場(chǎng)買方：市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)商PJM先行支付，并以地區(qū)可靠性費(fèi)用形式向負(fù)荷聚合商收取，傳導(dǎo)至電力用戶（負(fù)荷聚合商也同時(shí)可作為賣方）；交易標(biāo)的：在需要調(diào)用時(shí)可實(shí)際出力的發(fā)電容量或可降低的等效用電負(fù)荷?；赩RR曲線的BRA市場(chǎng)價(jià)格成為錨，可引導(dǎo)傳統(tǒng)電源投資決策。VRR曲線反映不同冗余度要求下的容量需求，橫軸代表預(yù)期的系統(tǒng)冗余度情況，縱軸代表BRA市場(chǎng)價(jià)格（市場(chǎng)價(jià)格=新建機(jī)組在電能量/輔助服務(wù)市場(chǎng)以外未能回收的成本*系數(shù)）。A/B/C三點(diǎn)系統(tǒng)冗余度依次增加，對(duì)應(yīng)BRA市場(chǎng)價(jià)格依次降低，對(duì)擬投建電源的態(tài)度從刺激投資到抑制投資。目前新建氣電為PJM市場(chǎng)容量提供主體（煤機(jī)考慮碳排影響在成本上不具優(yōu)勢(shì)，市場(chǎng)化定價(jià)下自然淘汰）。容量電價(jià)隨傳統(tǒng)電源投資周期變動(dòng)，容量費(fèi)用近5年占批發(fā)電價(jià)比例區(qū)間為5%~25%。經(jīng)歷CCM向RPM容量市場(chǎng)的升級(jí)，在2006~2011年間容量電價(jià)逐年攀升，大量機(jī)組投建。而由于拍賣前置接近3年，一定程度上平滑了容量過(guò)剩與短缺的波動(dòng)周期，當(dāng)前處于容量電價(jià)下行周期。容量電價(jià)與實(shí)時(shí)市場(chǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)區(qū)域分布接近，反映供需。PJM實(shí)時(shí)市場(chǎng)上節(jié)點(diǎn)定價(jià)機(jī)制清晰反映了電力供需的區(qū)域分布情況，由于電網(wǎng)跨區(qū)傳輸能力的限制，導(dǎo)致負(fù)荷中心華盛頓特區(qū)電價(jià)最高。與之對(duì)應(yīng)，該區(qū)域起到保供作用的氣電容量電價(jià)也更高，反映出容量市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)在供需關(guān)系上存在一致性。以確保用能穩(wěn)定、價(jià)格穩(wěn)定為目標(biāo)，不同于對(duì)傳統(tǒng)電源的支持、電化學(xué)儲(chǔ)能處境尷尬。PJM市場(chǎng)曾要求儲(chǔ)能放電時(shí)長(zhǎng)達(dá)10小時(shí)方可進(jìn)入容量市場(chǎng)，即長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能方可作為傳統(tǒng)保供機(jī)組的替代，這導(dǎo)致當(dāng)前PJM市場(chǎng)1小時(shí)及以下電化學(xué)儲(chǔ)能占比88.5%，儲(chǔ)能主要以功率型而非能量型參與市場(chǎng)。PJM市場(chǎng)上電化學(xué)儲(chǔ)能提供調(diào)頻輔助服務(wù)為主，且早年間已出現(xiàn)市場(chǎng)飽和。電化學(xué)儲(chǔ)能是優(yōu)秀的調(diào)頻資源，但持續(xù)提供調(diào)頻服務(wù)的時(shí)間有限，在系統(tǒng)需要調(diào)節(jié)的時(shí)候儲(chǔ)能可能反向充放電，給系統(tǒng)增加調(diào)頻負(fù)擔(dān)。這類快速調(diào)頻資源占總調(diào)頻資源的30%時(shí)市場(chǎng)出現(xiàn)飽和，在2015年某些月份中快速調(diào)頻資源占比高達(dá)70%，使其承受價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。PJM于2015年末調(diào)低快速調(diào)頻資源效益因子，儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商投資積極性受損。從美國(guó)FERC841命令和多個(gè)市場(chǎng)比較看，以電化學(xué)儲(chǔ)能為代表的新型儲(chǔ)能獲容量補(bǔ)償需明確資源屬性、價(jià)值基準(zhǔn)。FERC841作為鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能與其他調(diào)節(jié)資源平等競(jìng)爭(zhēng)的支持性文件，要求設(shè)計(jì)市場(chǎng)參與模式，只要其技術(shù)條件達(dá)到，就有資格提供容量、能量和輔助服務(wù)并獲得相應(yīng)補(bǔ)償。而實(shí)際落地涉及的討論包括：明確資源屬性：類發(fā)電資產(chǎn)VS輸電資產(chǎn)。類似國(guó)內(nèi)對(duì)抽蓄電站長(zhǎng)期以來(lái)“為電網(wǎng)服務(wù)”、“公共性資源”的認(rèn)識(shí)，美國(guó)中西部電力市場(chǎng)MISO將儲(chǔ)能設(shè)備作為備選輸電資產(chǎn)納入年度輸電線路規(guī)劃，通過(guò)輸電設(shè)備成本回收機(jī)制獲得穩(wěn)定收益；而其他市場(chǎng)如加州CAISO則致力于同時(shí)體現(xiàn)其發(fā)電/輸電雙重角色。明確容量?jī)r(jià)值基準(zhǔn)：容量收益=容量?jī)r(jià)格（元/MW）*容量?jī)r(jià)值（MW）。目前甘肅容量補(bǔ)償文件為火電調(diào)節(jié)容量?jī)r(jià)值做了明確劃分，而電化學(xué)儲(chǔ)能容量?jī)r(jià)值暫未明確。美國(guó)經(jīng)驗(yàn)包括：（a）基于最長(zhǎng)放電時(shí)長(zhǎng)，例如MISO和SPP市場(chǎng)將最長(zhǎng)放電4小時(shí)的儲(chǔ)能價(jià)值定為1，則放電2小時(shí)對(duì)應(yīng)價(jià)值為0.5；（b）基于帶負(fù)荷能力ELCC法，即增量?jī)?chǔ)能可提供的負(fù)荷增量；（c）基于邊際可靠性影響MRI法，即增量?jī)?chǔ)能給系統(tǒng)冗余帶來(lái)的提升?？偨Y(jié)來(lái)看，以電化學(xué)儲(chǔ)能為代表的新型儲(chǔ)能獲取容量補(bǔ)償還是遵循“按效果付費(fèi)，調(diào)節(jié)能力為王”。1.3.2得州：稀缺定價(jià)機(jī)制容量市場(chǎng)的弊端：增量事前成本。從PJM經(jīng)驗(yàn)看，無(wú)論是針對(duì)傳統(tǒng)電源還是新型儲(chǔ)能的容量補(bǔ)償設(shè)置，都是為了規(guī)避可能出現(xiàn)的電力短缺事件而支付事前成本，這使得用戶在非尖峰時(shí)段存在超出邊際機(jī)組成本的費(fèi)用。稀缺定價(jià)機(jī)制基于價(jià)格發(fā)現(xiàn)原理，是理論上最富有經(jīng)濟(jì)性的補(bǔ)償方式，但同樣存在兩大弊端。優(yōu)勢(shì)：冗余成本降低。得州采用單一電能量市場(chǎng)，但設(shè)置9000美元/MWh的極高出清價(jià)格上限。（1）當(dāng)用電負(fù)荷低于系統(tǒng)有效容量：電價(jià)由邊際機(jī)組成本決定；（2）當(dāng)用電負(fù)荷超過(guò)系統(tǒng)有效容量，電力供應(yīng)方通過(guò)提高稀缺電價(jià)篩除彈性較高的電力需求。弊端之一：價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)較大。2M21得州寒流期間稀缺定價(jià)機(jī)制生效，實(shí)時(shí)電價(jià)觸及出清價(jià)格上限。該事件發(fā)生后出現(xiàn)了居民用戶收到高額電費(fèi)賬單、售電公司破產(chǎn)等負(fù)面影響。弊端之二：對(duì)于保供資源的建設(shè)無(wú)法起到事前支持的作用。稀缺定價(jià)時(shí)刻的不確定性影響前期投資決策過(guò)程中的盈利測(cè)算。1.3.3德國(guó)：逐級(jí)平衡基團(tuán)+儲(chǔ)備電廠2015年7月，德國(guó)聯(lián)邦經(jīng)濟(jì)與能源部發(fā)布《適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型的電力市場(chǎng)》白皮書，開啟德國(guó)電力市場(chǎng)2.0，明確了堅(jiān)持市場(chǎng)化的原則，明確了不采用容量市場(chǎng)模式。從地理分布來(lái)看，歐洲大陸當(dāng)前接近一半的地區(qū)采用無(wú)容量?jī)r(jià)格機(jī)制。電力市場(chǎng)2.0實(shí)踐路徑（1）：更強(qiáng)的市場(chǎng)機(jī)制。在單一電能量市場(chǎng)的背景下，繼續(xù)釋放準(zhǔn)確的價(jià)格信號(hào)給市場(chǎng)參與者提供重要信息。電力市場(chǎng)2.0實(shí)踐路徑（2）：靈活有效的電力供應(yīng)（建立在電網(wǎng)高度互聯(lián)的前提之上）?！半娏ζ胶饣鶊F(tuán)”是德國(guó)電力供需平衡的重要一環(huán)。遵循“自下而上”的思路，先依托虛擬電廠在小范圍內(nèi)實(shí)現(xiàn)平衡，無(wú)法實(shí)現(xiàn)時(shí)逐級(jí)擴(kuò)大范圍——在輸電網(wǎng)控制區(qū)平衡、在國(guó)內(nèi)跨區(qū)域平衡（德國(guó)采取分區(qū)定價(jià)機(jī)制）、在歐洲大電網(wǎng)平衡。歐洲日前電力現(xiàn)貨市場(chǎng)跨境耦合已有近20年發(fā)展歷史。最早始于06年，經(jīng)歷基礎(chǔ)的區(qū)域電價(jià)耦合（PCR）、到多區(qū)域電價(jià)耦合（MRC）、跨境耦合的日內(nèi)市場(chǎng)成立，目前已覆蓋歐洲19+4個(gè)國(guó)家，跨境互濟(jì)提供了電力供需平衡保障，并使得本國(guó)對(duì)于冗余電力設(shè)施的儲(chǔ)備要求降低。逐級(jí)保障下，德國(guó)虛擬電廠可發(fā)揮空間巨大。其中最為出色的代表是NextKraftwerke公司。這是歐洲最大的虛擬電廠運(yùn)營(yíng)商，是歐洲電力交易市場(chǎng)EPEX認(rèn)證的能源交易商。16~22年間其資源池內(nèi)掌握總?cè)萘恳褟?00萬(wàn)千瓦擴(kuò)大至1120萬(wàn)千瓦。資源池品種繁多，分布式發(fā)電資源占主流。與國(guó)內(nèi)目前分布式光伏、生物質(zhì)等發(fā)電資源由專門的運(yùn)營(yíng)商運(yùn)營(yíng)不同，德國(guó)諸多電源側(cè)資源均歸由虛擬電廠實(shí)現(xiàn)調(diào)度。NextKraftwerke公司共掌握17種可調(diào)用資源，包括生物質(zhì)/沼氣發(fā)電/水電等高靈活性電源，以及電動(dòng)汽車電池、熱泵、家用儲(chǔ)能設(shè)施、屋頂光伏等小規(guī)模分布式電源，也包括需求響應(yīng)。電力市場(chǎng)2.0實(shí)踐路徑（3）：備用電廠作為托底保障（建立在需求增速疲弱的前提之上）。一方面，在用電增速總體疲弱的前提下，希望通過(guò)新能源裝機(jī)的提升，尤其是光伏裝機(jī)的提升，在長(zhǎng)期自然削減午間時(shí)段的峰值凈負(fù)荷（類似結(jié)果也同樣在加州“峽谷曲線”中體現(xiàn)）；另一方面，希望建立不同于容量市場(chǎng)的容量?jī)?chǔ)備。這些儲(chǔ)備電廠不參與電力市場(chǎng)、不會(huì)影響市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)和價(jià)格形成，主要是一些淘汰的煤電機(jī)組，本質(zhì)上將其作為電網(wǎng)輸電資產(chǎn)，作為系統(tǒng)供需平衡的最后抓手。2、國(guó)內(nèi)現(xiàn)狀：源網(wǎng)側(cè)補(bǔ)償政府定價(jià)、需求側(cè)管理方興未艾各類補(bǔ)償盼落地，市場(chǎng)化定價(jià)盼推進(jìn)。經(jīng)靈活性改造，火電定位由傳統(tǒng)基荷電源轉(zhuǎn)向保供/調(diào)節(jié)電源，與抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等新型儲(chǔ)能共同組成了新型電力系統(tǒng)中的調(diào)節(jié)資源。從補(bǔ)償?shù)慕M成來(lái)看：分為電能量補(bǔ)償（體現(xiàn)調(diào)峰價(jià)值）、輔助服務(wù)補(bǔ)償（調(diào)頻、備用、黑啟動(dòng)及其他輔助服務(wù)）、容量補(bǔ)償。從補(bǔ)償?shù)亩▋r(jià)方式來(lái)看：將經(jīng)歷政府定價(jià)到市場(chǎng)定價(jià)的發(fā)展過(guò)程。調(diào)峰/調(diào)頻：當(dāng)前處于多數(shù)省份實(shí)行、政府指導(dǎo)定價(jià)階段：調(diào)峰輔助服務(wù)價(jià)格區(qū)間約為0.2~0.8元/KWh，調(diào)頻輔助服務(wù)價(jià)格區(qū)間約為5~20元/MW。容量補(bǔ)償：當(dāng)前處于部分省份實(shí)行、政府指導(dǎo)定價(jià)階段（類比智利、阿根廷、秘魯、西班牙等國(guó)家）。抽水蓄能：5M21發(fā)布的633號(hào)文確定了全國(guó)范圍內(nèi)的抽水蓄能均采用優(yōu)化后兩部制電價(jià)（容量電價(jià)+電量電價(jià)），5M23各電站核價(jià)落地。定價(jià)依據(jù)經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金IRR6.5%，該價(jià)格于輸配電價(jià)第三監(jiān)管周期內(nèi)固定（2023-2025）?；痣姡涸颇稀爸笇?dǎo)價(jià)+浮動(dòng)區(qū)間”VS山東“基準(zhǔn)價(jià)*分時(shí)系數(shù)”。當(dāng)前針對(duì)火電參與保供/調(diào)節(jié)的容量補(bǔ)償僅在云南、山東等對(duì)火電依賴度提升或電力市場(chǎng)建設(shè)步伐較快的省份有所實(shí)踐，且在初期主要采用政府定指導(dǎo)價(jià)的模式。為更好地還原電力商品屬性，云南省在固定價(jià)格基礎(chǔ)上設(shè)置了30%的價(jià)格浮動(dòng)區(qū)間，山東省引入時(shí)間變量。電化學(xué)儲(chǔ)能：補(bǔ)償主要針對(duì)提供調(diào)峰功能的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，但目前真正以容量（MW）為計(jì)價(jià)單位的只有少數(shù)省份如甘肅，多數(shù)省份以錨定放電量來(lái)補(bǔ)償、或按投資額折算一次性補(bǔ)助。需求側(cè)管理目標(biāo)提出：電力需求側(cè)管理應(yīng)貫徹落實(shí)節(jié)能資源、保護(hù)環(huán)境的基本國(guó)策，加強(qiáng)全社會(huì)用電管理，優(yōu)化配置電力資源，守牢能源電力安全底線。用電環(huán)節(jié)實(shí)施需求響應(yīng)、節(jié)約用電、電能替代、綠色用電、智能用電、有序用電，推動(dòng)電力系統(tǒng)安全降碳、提效降耗。同時(shí)，管理辦法提出健全和完善電力需求側(cè)管理法律規(guī)范綜合保障體系的重要性。新增需求響應(yīng)章節(jié)。提出通過(guò)經(jīng)濟(jì)激勵(lì)為主的措施，引導(dǎo)電力用戶資源調(diào)整用電行為來(lái)提高電力系統(tǒng)靈活性。有序用電工作強(qiáng)化電力安全底線思維：在各類措施后若仍無(wú)法滿足電力電量供需平衡，通過(guò)行政措施和技術(shù)方法依法依規(guī)控制淘汰類、限制類、高耗能、高排放、低水平企業(yè)的用電負(fù)荷，維護(hù)供用電秩序平穩(wěn)運(yùn)行。拓寬節(jié)約用電、綠色用電的發(fā)展內(nèi)容，增加了電能替代章節(jié)。節(jié)約用電辦法促進(jìn)用戶提高能源利用效率和電力系統(tǒng)的有效節(jié)能降碳；電能替代辦法通過(guò)鼓勵(lì)市場(chǎng)化、智能化等手段，以市場(chǎng)需求為導(dǎo)向，構(gòu)建并支持綠色電力消費(fèi)模式；綠色用電維持綠色電力供需互動(dòng)，提升可再生能源消納利用水平；辦法還強(qiáng)調(diào)信息通信技術(shù)與用電技術(shù)的融合應(yīng)用，推動(dòng)提升電力需求側(cè)管理智能化水平。3、向市場(chǎng)化邁進(jìn)，探索適應(yīng)我國(guó)國(guó)情的選擇3.1發(fā)輸配售分離，基礎(chǔ)工作已接近完成電網(wǎng)作為輸配電基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)運(yùn)營(yíng)主體、系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)度主體，剝離利益相關(guān)業(yè)務(wù)是電力市場(chǎng)化建設(shè)的基礎(chǔ)，縱觀海外市場(chǎng)初期也大多經(jīng)歷類似的過(guò)程?；厮莞母镩_放以來(lái)的歷次電力體制改革，均圍繞電網(wǎng)職能的明確：2002年廠網(wǎng)分離改革：2002年，國(guó)務(wù)院出臺(tái)《電力體制改革方案》（簡(jiǎn)稱“5號(hào)文”），明確按照“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競(jìng)價(jià)上網(wǎng)”的原則，開始試點(diǎn)建設(shè)競(jìng)爭(zhēng)性電力市場(chǎng)。2015年配售分開改革：2015年，國(guó)務(wù)院出臺(tái)《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(簡(jiǎn)稱“9號(hào)文”)，提出了包括發(fā)電計(jì)劃放開、電價(jià)放開、配售電放開的“四放開、一獨(dú)立、一加強(qiáng)”的改革計(jì)劃，售電主體形成。2021年進(jìn)一步完善電力市場(chǎng)化建設(shè)：2021年，國(guó)家發(fā)改委先后發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（簡(jiǎn)稱“1439號(hào)文”）和《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》（簡(jiǎn)稱“809號(hào)文”），取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)，改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”，且浮動(dòng)區(qū)間擴(kuò)大為上下不超過(guò)20%；推動(dòng)工商業(yè)用戶進(jìn)入市場(chǎng)；鼓勵(lì)新進(jìn)入市場(chǎng)電力用戶通過(guò)直接參與市場(chǎng)形成用電價(jià)格，對(duì)暫未直接參與市場(chǎng)交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)市場(chǎng)化方式代理購(gòu)電。2023年第三輪輸配電價(jià)改革：明確電網(wǎng)“成本加成+合理收益”的收益模式。往后看，圍繞進(jìn)一步明確電網(wǎng)職能的改革方向或?qū)ǎ海?）鼓勵(lì)工商業(yè)用戶進(jìn)入市場(chǎng)、繼續(xù)縮小電網(wǎng)代理購(gòu)電規(guī)模（以低成本非市場(chǎng)電如水電、核電來(lái)匹配居民、農(nóng)業(yè)用戶的用電需求）；（2）對(duì)各類調(diào)節(jié)資源的調(diào)度趨于市場(chǎng)化。由前文對(duì)我國(guó)調(diào)節(jié)資源補(bǔ)償現(xiàn)狀的整理可知，當(dāng)前仍處于政府指導(dǎo)定價(jià)為主階段，缺乏市場(chǎng)化定價(jià)使得系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)度主體（電網(wǎng)）在調(diào)用調(diào)節(jié)資源過(guò)程中也難以實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化。未來(lái)，調(diào)度規(guī)則還將進(jìn)一步明確。3.2建設(shè)集中式市場(chǎng)，明確電能量/輔助服務(wù)價(jià)格信號(hào)我們認(rèn)為集中式市場(chǎng)模式在國(guó)內(nèi)推廣的可能性更高，目前現(xiàn)貨試點(diǎn)省份也基本都采用這一模式。原因1：更適合電力市場(chǎng)化早期階段。集中式/分散式市場(chǎng)的選擇本質(zhì)是“自下而上”的自由度和“自上而下”的效率之間的權(quán)衡，我國(guó)處于市場(chǎng)化建設(shè)初期，各類市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)的經(jīng)驗(yàn)仍欠缺、并不具備自主定價(jià)交易的能力。原因2：集中式市場(chǎng)在價(jià)格發(fā)現(xiàn)、電能量/輔助服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化出清降低系統(tǒng)總成本方面有著更高的效率；同時(shí)將對(duì)網(wǎng)絡(luò)約束、機(jī)組約束的考慮前置，系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性更高。我們認(rèn)為從國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨試點(diǎn)情況看，集中式市場(chǎng)有望進(jìn)一步發(fā)展。發(fā)展方向1：充分體現(xiàn)集中式市場(chǎng)價(jià)格發(fā)現(xiàn)能力。機(jī)會(huì)成本定價(jià)法VS會(huì)計(jì)成本定價(jià)法，電能量市場(chǎng)價(jià)格上下限有待拉大。不同于海外電力市場(chǎng)數(shù)十倍于平均成交價(jià)的價(jià)格上下限，我國(guó)現(xiàn)貨試點(diǎn)省份采用會(huì)計(jì)成本定價(jià)法，投標(biāo)價(jià)格上限普遍略高于或等于電網(wǎng)內(nèi)最大發(fā)電成本（蒙西除外），下限普遍為零（山東、浙江除外）。這一規(guī)則符合我國(guó)電力行業(yè)公用事業(yè)屬性的定位，主要出于限制電廠超額收益、規(guī)避電廠惡性競(jìng)爭(zhēng)的目標(biāo)，但難以準(zhǔn)確還原市場(chǎng)實(shí)際供需矛盾。我們認(rèn)為，隨著市場(chǎng)成熟度提升，各類金融性合約建立同樣有助于實(shí)現(xiàn)上述目標(biāo)，現(xiàn)貨價(jià)格區(qū)間有望拉大，向山東、蒙西兩個(gè)示范性市場(chǎng)看齊。負(fù)荷中心分布式發(fā)展積極性高，類比加州案例，電能量實(shí)際價(jià)差有望拉大。近期國(guó)家能源局提出“開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評(píng)估試點(diǎn)工作”，試點(diǎn)評(píng)估省份分布式項(xiàng)目比例普遍已較高。類比加州案例，峰谷價(jià)差或?qū)⑦M(jìn)一步拉大、提供工商業(yè)儲(chǔ)能套利空間。當(dāng)前類似山東以集中式模式組織的現(xiàn)貨市場(chǎng)中，發(fā)電側(cè)全電量競(jìng)價(jià)、用戶側(cè)由于負(fù)荷特性穩(wěn)定，則每日高峰時(shí)段/低谷時(shí)發(fā)展方向2：充分體現(xiàn)集中式市場(chǎng)電能量/輔助服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化出清優(yōu)勢(shì)。隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)鋪開，一方面取消“中國(guó)特色”的調(diào)峰輔助服務(wù)類別，使其合并進(jìn)入電能量市場(chǎng)；另一方面以現(xiàn)貨價(jià)格作為標(biāo)桿，將參與輔助服務(wù)的機(jī)會(huì)成本作為其獲得的市場(chǎng)化對(duì)價(jià)。3.3建設(shè)容量市場(chǎng)，明確調(diào)節(jié)資源成本回收我們認(rèn)為從初期政府定價(jià)到逐步市場(chǎng)化，走容量補(bǔ)償?shù)牡缆犯袭?dāng)下國(guó)情，主因：（1）電量/負(fù)荷增速較高，仍需刺激傳統(tǒng)電源投資階段；（2）由計(jì)劃逐步向市場(chǎng)化過(guò)渡，我國(guó)短期對(duì)極端電價(jià)容忍度仍有限；（3）源荷分離規(guī)劃下，高度互聯(lián)的電網(wǎng)體系建成尚需時(shí)日，需求管理仍有待發(fā)展。原因1：電量/負(fù)荷需求視角看，與歐美不同，我國(guó)增速仍可觀。上文所分析的美國(guó)/德國(guó)傳統(tǒng)電源電量貢獻(xiàn)近5年總體呈下行趨勢(shì)，這是由于電量需求增速趨于平緩。而反觀國(guó)內(nèi)，除21年外，近年來(lái)國(guó)內(nèi)均呈現(xiàn)最高負(fù)荷增速>總電量增速>GDP增速，且傳統(tǒng)電源電量仍處于正增長(zhǎng)階段。國(guó)內(nèi)保供形勢(shì)測(cè)算結(jié)果印證“十四五”總體電力緊平衡。結(jié)論：近三年有效發(fā)電容量與最高負(fù)荷之間的供需差正在縮小。迎峰度夏降至，高溫預(yù)期下最高負(fù)荷或?qū)⑦M(jìn)一步攀升且可能提前到來(lái)，對(duì)用能安全提出挑戰(zhàn)。假設(shè)：（1）供給側(cè)：假設(shè)各類電源有效容量系數(shù)分別為：火電/核電100%、水電50%、風(fēng)電10%、光伏0%，裝機(jī)容量的時(shí)間切面選取當(dāng)年最高負(fù)荷所在月份；（2）需求側(cè)：最高負(fù)荷+10%備用空間。用能安全是新型電力系統(tǒng)建設(shè)的基礎(chǔ)，保供要求不會(huì)放松。因此，明確固定投資回收方式是確保建設(shè)進(jìn)度的關(guān)鍵要素。從PJM經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，成熟市場(chǎng)上電力供需緊張地區(qū)的機(jī)組應(yīng)獲得更高的容量補(bǔ)償。國(guó)內(nèi)此輪火電擴(kuò)建由“自下而上”的規(guī)劃主導(dǎo)，目前僅在電力緊張度高、對(duì)火電依賴顯著提升的云南等地明確了容量補(bǔ)償機(jī)制，其余地區(qū)補(bǔ)償機(jī)制有待落地。關(guān)注中美主力電源煤電與氣電存在差異，還需考慮存量煤機(jī)靈活性改造成本。氣電自身調(diào)節(jié)速率更快、調(diào)節(jié)深度更深，而煤機(jī)需經(jīng)過(guò)額外改造方可實(shí)現(xiàn)相同效果?？紤]不可承受的頻繁啟停成本，完成改造以增強(qiáng)出力可控性是競(jìng)逐容量市場(chǎng)煤機(jī)的必由之路，而改造行為本身只會(huì)降低其在電能量/輔助服務(wù)市場(chǎng)上的收益，增加未回收成本，從而會(huì)拔高容量補(bǔ)償價(jià)格。原因2：不同于得州市場(chǎng)，我國(guó)對(duì)極端電價(jià)容忍度有限。國(guó)家電力調(diào)度控制中心數(shù)據(jù)顯示22年省間現(xiàn)貨市場(chǎng)交易總量約278億千瓦時(shí)，江浙滬三地為主要外受電地區(qū)，合計(jì)占比46.7%。在高峰期3Q22安徽、浙江購(gòu)電均價(jià)距平率超100%，出現(xiàn)了相對(duì)極端的電價(jià)。這一事件后續(xù)引發(fā)了關(guān)于追溯調(diào)整省內(nèi)發(fā)電企業(yè)電價(jià)的討論、也推動(dòng)了今年對(duì)該市場(chǎng)價(jià)格帽的設(shè)置。由此，我們判斷稀缺定價(jià)機(jī)制造成電價(jià)劇烈波動(dòng)的后果是較難接受的。原因3：不同于德國(guó)市場(chǎng)，我國(guó)網(wǎng)絡(luò)阻塞客觀存在。市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制可部分反映電網(wǎng)阻塞情況，目前積極發(fā)揮需求側(cè)靈活性調(diào)節(jié)能力的主要是歐洲市場(chǎng)，大多采取系統(tǒng)定價(jià)機(jī)制或分區(qū)定價(jià)機(jī)制，同一區(qū)域內(nèi)電價(jià)相同，本質(zhì)反映該地區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)程度較高。而反觀美國(guó)PJM與國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨試點(diǎn)省份主要采用節(jié)點(diǎn)定價(jià)機(jī)制，表明系統(tǒng)阻塞真實(shí)存在。電網(wǎng)投資落后于電源投資，需求側(cè)發(fā)揮調(diào)節(jié)作用需基礎(chǔ)設(shè)施支持。電網(wǎng)建設(shè)從規(guī)劃到落地周期相比電源建設(shè)更長(zhǎng)，導(dǎo)致當(dāng)前電網(wǎng)投資/電源投資比例失衡。一方面，相比于源網(wǎng)側(cè)調(diào)節(jié)資源而言，需求側(cè)發(fā)揮調(diào)節(jié)作用并不能降低外送電網(wǎng)的建設(shè)需求，無(wú)法緩解長(zhǎng)線外輸?shù)淖枞麊?wèn)題或利用率不足問(wèn)題。類比歐洲跨境耦合電力系統(tǒng)，這要求我們進(jìn)一步加大各個(gè)電壓等級(jí)的省間互濟(jì)能力。另一方面，類比德國(guó)配電網(wǎng)占比高達(dá)98%（數(shù)據(jù)來(lái)源于電聯(lián)新媒《德國(guó)電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)的得失與啟示》），增量配電網(wǎng)、智能電表等基礎(chǔ)設(shè)施鋪開也是需求側(cè)發(fā)揮調(diào)節(jié)作用的前提。綜上所述，我們認(rèn)為更大范圍推廣容量補(bǔ)償更符合當(dāng)下國(guó)情，增量成本作為最核心阻礙有望消除，時(shí)機(jī)已成熟。短期看：燃煤成本下降騰出消化冗余成本的空間。年初以來(lái)受國(guó)內(nèi)產(chǎn)能擴(kuò)張+進(jìn)口煤到岸增多，在水電出力不足、火電需求旺盛的背景下煤價(jià)依然相比去年有較明顯下滑，帶來(lái)燃料成本的下降，進(jìn)而逐步傳導(dǎo)至價(jià)格端（23年價(jià)格下行風(fēng)險(xiǎn)有限，主要影響反映在24年）。此時(shí)推廣容量補(bǔ)償，終