大国碳中和之电力现货市场专题1：现货市场推动价格发现，峰谷价差大促进储能发展

为什么要建立现货市场。随着，电力交易市场的不断推进，我们亟需剖析现货市场对电力价值发现、新能源消纳、辅助服务市场建立的促进作用。 电力现货交易具有价格发现功能，更能实时反映市场供需和成本。2021 年下半年以来，煤价暴涨，但是中长期交易电价反应严重滞后，并不能反映市场真实的供需情况和实际的发电成本，造成了火电大面积亏损，再次陷入“越发越亏”的困境。电力现货交易更能实时反映市场供需和成本，优化资源合理调配，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。 现货交易可以促进新能源消纳。2021 年全年全国风电利用率 96.9%，同比提升 0.4 个百分点；光伏发电利用率 97.9%，与去年基本持平。虽然，全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。随着新能源的快速发展，单靠“优先消纳”很难解决新能源弃风弃光问题。现货交易可以引导用电侧据“风”据“光”生产，解决新能源发电和用电曲线不匹配问题；可以引导辅助服务价值发现，促进辅助服务发展，解决新能源发电间歇性和电网调度不匹配的问题；提升电网信息化，优化电网调度，弥补新能源不稳定性的劣势。 电力现货交易市场峰谷价差打开了储能盈利空间。以山东现货市场的数据为例，山东实时现货市场 4 月平均价差为 932.15 元每兆瓦时。其中最高价差为 1380 元每兆瓦时，出现在 4 月 19 日；最低价差为 439.93 元每兆瓦时，出现在 4 月 4 日。高价差的现象为储能创造了更大收益空间，储能不仅可以通过调峰调频赚取辅助服务费用，还可以进入电量市场，在负电价的时间段购电进行储能，在高电价时间段放电以获得价差。根据山东省三家储能电站参与现货交易情况推测，1GWh 独立储能电站参与电力现货交易市场，一年可获利 1 亿元左右。 风险提示：环保政策不及预期；用电量增速下滑；电价下调；天然气终端售价下调。 投资建议：在新型电力系统中，必将大力推进电力现货市场交易，促进辅助服务发展，“新能源+辅助服务”将成为其中重要交易模式。推荐有抽水蓄能、化学储能资产注入预期，未来辅助服务龙头文山电力；积极布局抽水蓄能的新能源运营龙头三峡能源；推荐有火电调峰空间的华能国际、中国电力；推荐现金流良好，“核电与新能源”双轮驱动中国核电；推荐电能综合服务苏文电能。 为什么要建立现货市场 2015 年起我国开始新一轮电力体制改革，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及相关配套文件，逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。近年，电力市场化快速推进，但仍然以中长期交易为主。 2017 年，国家发改委、能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 个试点地区积极推进现货交易。2021 年 5 月，两部委选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点。 2018 年，《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》放开四大高能耗，完善市场交易定价机制；《关于征求南方（以广东起步）电力现货市场系列规则意见的通知》标志着我国首个现货交易规则面世，广东开启现货试点。 随着，电力交易市场的不断推进，我们亟需剖析现货市场能带来哪些变革：对电力的价值发现、新能源的消纳、辅助市场的建立等有哪些促进作用。我们写这篇报告的初衷是想通过分析山西、山东等电力现货市场，拨云见日，弄清若干问题。 我国从 2004 年起实施煤电标杆上网电价机制，标杆电价由各省份发电的平均社会成本和合理的收益率确定，发改委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电价进行一年一度的调整，由此形成“煤电价格联动”。全国性的煤电标杆上网电价调整共有 12 次，其中 7 次上调、4 次下调，1 次调整全国不统一。 2016 年 12 月 29 日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》通知，计划即日起在全国范围内开展电力中长期市场交易，发电企业可以通过市场竞价形成上网电价、创造售电收入。 为了进一步建立市场化电价形成机制，2019 年国务院《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》决定，从 2020 年 1 月 1 日起，对尚未实现市场化交易的电量将取消煤电价格联动机制，并将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定。 2021 年 10 月 11 日，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》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，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。 可以看出，我国电价政策的走向是从固定的标杆电价转向浮动的市场化电价，这有助于解决政府制定电价不能及时反应电力成本和市场供需的问题。根据中电联数据，2021 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占全社会用电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点。 图 1：我国市场化交易电量逐年上升 图2：云南省市场化交易电价 中长期电力市场化交易一定程度上解决了电价不能及时反映电力供需和成本的问题，但问题仍然存在。我们仍需建立现货交易市场，完善市场化交易体制，一方面让价格随供需和成本实时波动起来，一方面起到促进新能源消纳的作用。 现货市场具有价格发现功能，能够及时体现供需和成本 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，规划提出，到 2025 年，单位 GDP 二氧化碳排放五年累计下降 18%，非化石能源消费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到 39%左右。我国大力发展新能源的政策趋势没有改变，要积极发展新能源，就必然要建立适应新能源发展的电价机制，以有效应对新能源成为主体能源可能出现的消纳问题。 以煤电企业为例，中长期交易能体现“趋势”，却不能及时体现“突变”。火电作为我国当前主体能源，2004 年-2015 年，一直实行标杆电价和煤电联动机制，由于煤电联动频率较低，电价仍然滞后于煤价。2015 年-2020 年，市场化交易推进，由于电力供需宽松，火电企业往往在市场化交易中让利，火电企业出现了交易规模增大但综合电价降低的情况，下游企业享受了电价下行的红利。2021 年下半年以来，煤价暴涨，但是中长期交易电价反应严重滞后，并不能反映市场真实的供需情况和实际的发电成本，造成了火电大面积亏损，再次陷入“越发越亏”的困境。2021 年 10 月 11 日，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》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，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。 表1：大型发电集团煤电参与市场情况 煤电企业亏损原因在于燃料成本无法及时传导到下游的用户侧。核心的矛盾在于煤价实时波动，而电价形成频率较低。实际上，2021 年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》是解决这一问题的重要举措，且已经取得了初步的成效。根据各省电力交易中心公布的数据，2021 年底和 2022 年初的中长期电力交易价格较基准电价的上浮比例接近 20%，这预示着中长期电价已经开始随煤炭价格而波动，有助于将煤炭上涨的成本通过电价转移到下游企业，而不是由火电企业一力承担。 表 2：近期部分市场化交易结果 但这个问题并没有得到根本的解决。现有的市场交易以中长期为主，一方面，中长期交易存在合约期限较长，不能随着短期煤价的波动而更改的问题；另一方面，《通知》将非高能耗电力交易价格浮动比例控制在 20%以内，成本传导十分有限，大都还是煤电企业在为高煤价而买单。 基于以上情况，电力现货交易更能实时反映市场供需情况，并且可以及时反映成本，优化资源合理调配，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。 从实际合约签订和市场化交易运行情况来看，中长期的交易是市场化交易的主要部分。根据中电联数据，2021 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4 亿千瓦时，其中全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 30404.6亿千瓦时，占比达 80%。而中长期合约的签订往往是按照较长的时间段签订一个固定的价格，以山西的电力市场交易机制为例，中长期合约合同按小时分为 24个时段，以每个时段的电量为交易标的。山西的电力交易机制是目前最为先进的交易机制之一，但中长期合约的签订也只能精确到以小时为单位，且每日同一时间段的价格一致。这种合约的签订方式并不能精准预测未来一段时间每个小时之内风光资源的多少和用电需求的高低，只是一种基于历史经验的预测。 而现货交易市场由于其实时交易实时结算的特性，可以更好地发现价格。每 15分钟形成一个节点边际电价作为该时段的市场出清价格的交易机制，可以实时反映该时间段的市场需求以及风、光资源的强度，并且让火电和储能有了更多的盈利空间，可以在用电高峰时以较高电价售电。 现货市场有助于新能源消纳，弥补新能源劣势 弃风弃光问题由来已久。据国家能源局发布的《2016 年风电并网运行情况》，2016年全年“弃风”电量 497 亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半，全国平均“弃风”率达到 17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达 43%、38%和 30%。弃光问题同样严重，2016 年仅西北地区“弃光”电量就达 70 亿千瓦时，平均“弃光”率近 20%，新疆、甘肃“弃光”率高达 32%、30%。 通过优先消纳和消纳责任权重机制，弃风弃光不断改善。2016 年，《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》要求各地核定风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，促进可再生能源电力消纳。2017-2021 年，弃风率从 12%降至 3.1%，弃光率从 6%降至 2%。 作为未来的主体能源，优先消纳不是长久之计。据新能源消纳监测预警中心数据，2021 年全年全国弃风电量 206.1 亿千瓦时，风电利用率 96.9%，同比提升 0.4 个百分点；弃光电量 67.8 亿千瓦时，光伏发电利用率 97.9%，与去年基本持平。虽然，全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。 特别是在冬季风电利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。 图 3：全国弃风率逐月变化情况 图4：全国弃光率逐月变化情况 图 5：各地区 2021 年累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率 图6：各地区 2021 年累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率 弃风弃光原因之一在于新能源发电和用电曲线不匹配。以湖北省为例，根据国家发改委、国家能源局发布的省级电网典型电力负荷曲线，湖北省工作日典型负荷曲线高峰出现在晚上 21 时左右，下午 14-16 时用电需求保持在高位水平；节假日典型负荷曲线高峰出现在晚上 18 时左右，下午 15 时至晚上 22 时保持高位水平。 而湖北省主要风电场出力变化曲线“一峰一谷”的特性，但均在夜间 22 时到 5时之间出力较大，白天 12 时到 17 时出力较小。风电场最大出力可达到装机容量的 90%以上，可见风电出力具有明显的反调峰特性。光伏出力曲线变化规律较为一致，呈现“单峰”的特性，在中午 12 时到 14 时之间出力较大，晚 20 时到早 5时无出力。这表明新能源发电的峰值时期和用电高峰期并不匹配。 图 7：湖北省工作日典型负荷曲线 图8：湖北省节假日典型负荷曲线