公用事业及环保产业行业研究：海外视角看，市场化如何促进新能源消纳？

展望容量机制推广，为传统保供电源——火电投资与盈利结构改善带来利好。推荐“火转绿”龙头华能国际等。 展望调节补偿市场化，为源网侧调节资源建设带来利好。推荐火电灵活性改造脱硝设备龙头青达环保、抽水蓄能运营商南网储能、储能温控设备商申菱环境等。 展望需求侧开发“0”到“1”过程。推荐综合能源及工商业储能运营商南网能源、苏文电能。（完整推荐见文内）。 海外共识：建立平衡机制，发挥电能量/辅助服务市场作用。海外成熟电力市场的调度通过电力市场交易实现，市场成员实际发电量与合约发电量之间的差别一般通过“实时市场”进行结算，其平衡机制通常由电能量+辅助服务组成，表现为：（1）设置较宽的现货市场电能量出清价格；（2）为不同辅助服务品种设置差异化市场模式。 海外分歧1：集中式VS分散式市场模式。根本差异：（1）现货全电量竞价VS偏差电量竞价。市场模式影响调节资源收入结构，集中式市场更有利于赚取电能量收益；（2）出清模型对网络约束/机组技术约束的考虑。集中式市场牺牲自由度、减少了实际交割时电网/机组运行参数的限制与隐患；而分散式市场平等对待各类主体，更有利于需求侧资源发挥。 海外分歧2：容量补偿存在的必要性。容量补偿是以增量事前成本换取用能安全，对两者平衡点判断差异带来选择差异，用能安全诉求降序依次为美国PJM、得州CAISO、德国市场：（1）美国PJM市场容量拍卖前置：基于VRR曲线的BRA市场价为锚，引导传统电源投资决策；（2）得州稀缺定价机制：设置极高出清价格上限给予保供机组事后补偿、筛除高弹性用电需求；（3）德国逐级平衡基团+储备电厂：虚拟电厂调动多类分布式资源实现小尺度平衡，欧洲跨境大电网+电网自储备电厂作为托底保障。 国内现状：源网侧补偿政府定价、需求侧管理方兴未艾。目前多数省份已实行政府指导定价模式的调峰/调频/备用等辅助服务补偿机制、个别省份设置了政府指导定价模式下的容量电价机制；各省需求侧管理目标开始提出。 适应我国国情的电力市场化道路： 完成发输配售分离：回溯历次电力体制改革，均围绕电网职能的明确，当前发输配售分离已接近完成。往后看将进一步缩小购售电规模、并使调节资源调度市场化。 建设可明确电能量/辅助服务价格信号的集中式市场，主因：（1）市场建设初期各类主体仍不成熟，分散式报价能力有限；（2）可给予更明确的价格信号。存在2个仍待发展的方向：（1）类比海外市场机会成本定价法，拉大现货价格上下限；（2）电能量与辅助服务联合出清。这将利好赚取峰谷套利收益的储能类调节资源。 建设可明确调节资源成本回收的容量市场，基于3类现实背景：（1）我国当前电量/负荷增速仍较高；（2）由计划向市场化过渡初期极端电价容忍度有限；（3）源荷分离规划下高度互联的电网体系建成尚需时日。这将利好火电及火电灵活性改造（不同于海外气电，考虑多出的灵活性改造成本符合国内情况）。 电力市场化推进节奏不及预期；电力市场化推进带来市场交易难度增大、量价风险增大；保供电源、调节资源需求不及预期风险等。 内容目录 1、海外电力市场发展的共识与分歧5 1.1共识：建立平衡机制，发挥电能量/辅助服务市场作用5 1.2分歧1：集中式VS分散式市场模式7 1.3分歧2：调节资源容量补偿之争10 1.3.1PJM：容量拍卖前置10 1.3.2得州：稀缺定价机制14 1.3.3德国：逐级平衡基团+储备电厂14 2、国内现状：源网侧补偿政府定价、需求侧管理方兴未艾17 3、向市场化迈进，探索适应我国国情的选择20 3.1发输配售分离，基础工作已接近完成20 3.2建设集中式市场，明确电能量/辅助服务价格信号21 3.3建设容量市场，明确调节资源成本回收22 4、投资建议27 5、风险提示29 图表目录 图表1：电力实时平衡特点决定平衡机制的必要性5 图表2：海外电力市场普遍存在平衡市场5 图表3：电能量（现货）与辅助服务构成平衡市场上的主要交易标的6 图表4：海外电力现货市场普遍设置较宽的价格区间6 图表5：两类市场模式差异比较汇总7 图表6：两类市场模式根本差异（1）——中长期与现货市场衔接方式7 图表7：两类市场模式根本差异（2）——出清模型对网络约束/机组技术约束的考虑8 图表8：市场模式差异，导致美/英抽蓄电站收入构成有别8 图表9：加州/得州储能建设极具吸引力，至22年末存量电化学储能装机占美国总装机71%9 图表10：加州风光电量合计渗透率超25%9 图表11：18~20年加州储能配比落后于新能源装机9 图表12：加州“鸭子曲线”演变为“峡谷曲线”，谷时净负荷需求急剧下降10 图表13：当前加州2小时及以上能量型储能占比75%10 图表14：加州典型储能电站电能量收益情况10 图表15：PJM容量拍卖包括多个市场，最早开始于交付前3年11 图表16：容量需求曲线VRR提供投资决策的价格信号11 图表17：气电机组为容量市场卖方主体11 图表18：RPM市场机制下，容量电价周期性变动12 图表19：容量费用占比近几年呈下行趋势12 图表20：容量电价（下方）与实时市场节点电价（上方）区域分布接近12 图表21：当前PJM市场1小时及以下电化学储能占比88.5%13 图表22：两个市场电化学储能功能定位具有显著差异13 图表23：10M12~3M15期间快速调频服务供大于求，价格仅常规调频服务的一半13 图表24：快速调频资源占比超过30%将无益于系统调频需求13 图表25：稀缺定价机制特点在于引入极高的市场出清价格上限（美元/MWh）14 图表26：2M21得州寒流期间实时电价触及出清价格上限14 图表27：欧洲多数地区未采用容量电价机制15 图表28：欧洲具有高度完善的跨境耦合电力市场15 图表29：德国NextKraftwerke虚拟电厂资源池总容量达到1120万千瓦16 图表30：德国NextKraftwerke虚拟电厂资源池包含资产示意图16 图表31：新能源装机提升（尤其是光伏），本身可削减午间净负荷17 图表32：电网自有储备电厂资源可调度，作为系统供需平衡的最后抓手17 图表33：灵活性调节资源理想的各类补偿来源18 图表34：633号文明确抽蓄电站在每个监管周期内获取固定容量电价（反映计划性）18 图表35：云南、山东火电容量补偿采用浮动区间/分时系数（部分反映市场化）19 图表36：甘肃、内蒙电化学储能容量补偿计价方式有别，设置上限（部分反映市场化）19 图表37：需求侧管理文件征求意见稿主要内容20 图表38：发输配售分离的电力产业链结构符合市场化需要21 图表39：国内现货试点省份大多选取集中式市场模式22 图表40：山东/浙江存量分布式光伏占光伏总装机比例远超全国水平22 图表41：山东/浙江增量分布式光伏占光伏总装机比例达70%以上22 图表42：美国近5年风光新增电量贡献率为122.8%（亿千瓦时）23 图表43：德国近5年电量负增长（亿千瓦时）23 图表44：国内电量增长仍显著、风光新增电量尚未做存量替代23 图表45：19/20/22年国内用电最高负荷增速高于全年电量增速（负荷于左轴，亿千瓦；YOY于右轴）23 图表46：近三年有效容量供给充裕度呈下降趋势24 图表47：23年最高负荷不同增速假设下，5M23装机有效容量对应供需差进一步降低24 图表48：火电投资迎来新周期24 图表49：22年用电高峰期华东曾出现省间现货高价25 图表50：欧洲国家大多采用分区/系统定价25 图表51：国内现货试点省份大多采取节点定价25 图表52：电网投资近几年落后于电源投资26 图表53：我国源荷分离规划要求跨省跨区输电线路及市场建设26 图表54：华东/华南省份峰谷价差+放电量补贴总价相对较高27 图表55：建议关注公司EPS及PE情况（更新至2023/7/10收盘价）29 1.1共识：建立平衡机制，发挥电能量/辅助服务市场作用 电力运行特点要求实时平衡。电力系统是全世界最大的人造系统，支撑了电能的生产、传输与消费，包括发电（生产）、输电（输送）、配电（分配）、用电（消费）四个环节。由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。当前发电侧新能源占比提升、用电侧充电桩等新型负荷占比提升，为系统平衡带来挑战。 图表1：电力实时平衡特点决定平衡机制的必要性 来源：国金证券研究所 海外成熟电力市场普遍设置平衡机制。在我国，电网调度部门负责统筹电力电量平衡，实现发用电平衡，保证供用电安全与经济运行。海外成熟电力市场的调度则通过电力市场交易实现调度过程，市场管理者将市场交易结果转化为对市场成为的调度指令。市场成员实际发电量与合约发电量之间的差别一般通过“实时市场”进行结算，建立市场化平衡机制。实时市场的平衡机制通常由电能+辅助服务两个市场构成，前者即电力现货市场（包含调峰，因调峰本质是通过短时电力调节使发电出力跟踪负荷的变化）、后者是辅助服务市场。 图表2：海外电力市场普遍存在平衡市场 国家和地区 现货市场细分 交易标的 美国PJM 日前市场 电能+备用 日内市场 电能+备用 平衡市场 容量 英国 日前交易 电能 平衡机制 容量+电能与辅助服务 北欧 日前市场 电能 日内市场 电能 平衡市场 电能与辅助服务 澳洲 交易日现货市场 电能 平衡市场 电能与辅助服务 德国 日前市场 电能 日内市场 电能 平衡市场 电能与辅助服务 来源：《电力市场设计中集中模式和分散模式的比较》、国金证券研究所 图表3：电能量（现货）与辅助服务构成平衡市场上的主要交易标的 来源：全国能源信息平台、国金证券研究所 为准确反映价格信号，海外电力市场通常为电能量市场设置较宽的价格区间： 设置较高的价格上限：采用机会成本定价法，即将用户的失负荷价值或停止用电所产生的损失确定为价格上限。因此，现货市场价格上限达到正常平均批发电价的20~30倍，在两个采用稀缺定价机制的市场得州ERCOT/澳洲AEMO进一步拉高到30倍以上。 不设下限或设置极低的“负电价”：考虑新能源机组零边际成本的事实，且有利于增加消费者福利。 图表4：海外电力现货市场普遍设置较宽的价格区间 价格下限（欧元/MWh）价格上限（欧元/MWh） 欧洲电力交易所 美国PJM/MISO市场美国得州ERCOT市场澳大利亚AEMO市场 10000 8000 6000 4000 2000 0 -2000 来源：全国能源信息平台、AEMO、国金证券研究所 为实现效用/经济性最大化，电力实操也为不同辅助服务品种设置差异化市场模式。 强制提供：同步发电机组接入同时提供的辅助服务，如一次调频、一定范围的无功调节等； 长期合约：针对黑启动、无功调节等对机组有特殊能力要求或具有一定本地化特征的辅助服务品种，通过双边协商或招标方式确定辅助服务提供商； 有组织的竞争性市场：二次调频、备用等供应相对充足、需求随时间变化的辅助服务品种（注：在典型集中式电力市场如美国、澳大利亚，该市场与电能量现货市场耦合，联合优化出清）。 1.2分歧1：集中式VS分散式市场模式 囿于各国电网能力条件的不同，海外成熟市场会根据自身情况选择集中式市场或分散式市场。集中式市场考虑电网约束，适用于电网卡口比较严重、电力供需比较紧张的地区；分散式市场要求区域电网布局完善，供需充足。两类市场的差异在多个层面影响市场运行规则，进而影响各类市场主体（包括调节资源）盈利模式。 图表5：两类市场模式差异比较汇总 集中式市场 分散式市场 根本差异1：中长期与现货衔接方式 中长期金融合约+现货市场中全电量竞价 中长期实物合约+现货市场中偏差电量竞价 根本差异2：网络约束/机组技术约束考虑时点 日前考虑约束 日前无约束出清 根本差异引出的市场比较 现货价格更能反映供需，电能量收益确定性更高，且具备电能量/辅助服务联合优化出清能力 每日偏差电量规模、电价不确定性更高，电能量收益不确定性更高 系统经济效率