德州ECRS机制崩溃对我国容量电价的启示

热点报告——电力 德州ECRS机制崩溃对我国容量电价的启示 报告日期：2023年9月18日 ★德州ECRS机制的主要漏洞 1）电厂成本更低，挤占本属于储能机构的市场。ECRS对储能机构和发电厂商采用同一种补贴模式。电厂的发电和运营成本更低，因此在ECRS机制下具有优势。 2）电厂能够人为创造供应短缺，从而拉高电价获取盈利。在已知电力紧缺的情况下，电厂可以通过限制发电来抬高供应曲线从而抬高电价，而后保留发电容量来获取容量补贴，最后在高价时发电来赚 能取超额收入，两个收入区间都能通过人为操作带来超额收益，但也 源侧面抬高了电价，加剧了电价波动。 与3）低价容量从实际可被调用容量中抽离。ECRS机制下，低价容量碳不会参与电力市场，而是保留容量以获取更高价格的补贴，这部分中原属于SCED的容量被抽离至辅助服务市场，导致市场误认为可用和容量比以往更加短缺，使电价的上涨更加迅速和猛烈。 ★ECRS机制失败对电力市场的影响 实时电价波动放大，影响其价格发现功能。6至9月，受极端热浪冲击，ERCOT用电峰值负荷连续十次创下新高，投机者可能在已知电力紧缺的情况下利用ECRS机制助推电价上涨。实时电价的大幅波动传导至期货合约，首行电价的最高价相比正常水平翻超四倍。ECRS的高昂成本最终会转嫁给消费者。截至8月，ERCOT已经向发电厂商支付了超过6.08亿美元，占其所有辅助服务支出的45%。除直接成本外，实时电价上涨的间接成本可能高达80亿美元。 ★ERCS机制对我国容量电价政策的启示 1）容量电价应凸出其最重要的保险作用。应弱化其对增加电力市场波动的作用，而增强其保险属性。 2）ERCOT缺电现象比我国严重的多，我国的容量电价政策需要更多考虑电厂固定成本的回收。 ★风险提示： 容量电价政策出台不及预期。 金晓首席分析师（能源与碳中和）从业资格号：F3005393 投资咨询号：Z0012069 Tel:8621-63325888-2483 Email:xiao.jin@orientfutures.com 联系人： 魏林峻电力与新能源助理分析师 从业资格号：F03111542 Email:linjun.wei@orientfutures.com 主力合约行情走势图（ERCOT首行） 重要事项：本报告版权归上海东证期货有限公司所有。未获得东证期货书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。本报告的信息均来源于公开资料，我公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，报告中的信息或意见并不构成交易建议，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。 有关分析师承诺，见本报告最后部分。并请阅读报告最后一页的免责声明。 热点事件：德州电网十分封闭，难以受入或输出来自其他地区的电力，因此供需调节仅存在于电网内部，弹性供应的部分极少。德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）于今年6月10日推出ERCOT应急储备服务（ECRS），由ERCOT向能够在电网紧急状态下提供备用电力的发电厂商支付补贴，这是20多年来德州首次引入辅助服务产品，其本质上是一种变相的容量补偿。 截至8月，ERCOT已向发电厂商支付了6.08亿美元，以使其在ERCOT应急储备服务 （ECRS）中处于备用状态。上周五，ERCOT的独立市场监测机构发布分析报告，称ECRS可能在三个月内通过人为制造供应短缺，将实时电力成本提高了约80亿美元。此外，今年6至9月，ERCOT的实时电价出现多次暴涨，且频率远超过去10年的任何一年，除了长时间持续的极端高温，ECRS机制的漏洞也是电价暴涨的重要原因。 图表1：德州北部日前电价图表2：6月20日ERCOT实际用电量 资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院资料来源：Refinitiv，东证衍生品研究院 1、ECRS机制的主要漏洞 1）电厂成本更低，挤占本属于储能机构的市场。在设计市场时，能够参加ECRS的产品被指定为能够在接到通知后10分钟内部署完毕，并至少能够持续发电2小时的项目。起初市场认为ECRS将主要通过电储项目来实现，但由于其成本较高且容量较小，导致一部分发电厂商也进入了市场。 ECRS机制有两个重要特点： 一是ERCOT的容量电价采用稀缺定价机制。ERCOT没有容量市场，而是直接将高市场价格作为容量机制，电厂成本须通过发电和辅助服务来回收。ERCOT的实时结算价格由市场出清得到的节点边际电价、运营机构事后计算的实时备用价格增量和可靠性部署价格增量构成，每15分钟计算一次，实时电价的最高上限为9000美元/MWh。 实时备用价格增量（即容量补贴）反映的是电力稀缺时段的备用价值，会随着实时电价的波动而变化，这会导致平谷时期补贴在1-10美元左右，而尖峰时刻的补贴能达到每兆瓦时上千美元。对于容量补偿费用，ERCOT采用的是稀缺定价机制，即通过设置极高 上限的短时高价格来回收成本，但这种模式下电价波动往往较大。在一般水平下。例如6月13日，高峰期（12:00-21:00）容量补偿为23-45美元/MWh，而其他时间则在1-10美元/MWh。历史上ERCOT的实时电价平均在20-35美元/MWh波动，当实时电价低于23美元/MWh时，电厂可以通过设定更高的发电价格来保留发电容量；但在极端情况下， 例如6月20日的午间实时电价为25美元/MWh，在下午的高峰期时，稀缺定价机制发 挥作用，保留容量的补贴高达2000美元/MWh，而实时电价的收入为5000美元/MWh。 二是各类主体的补贴机制相同，即对储能机构和发电厂商采用同一种补贴模式。相比储能机构，电厂的投资和运营成本更低，因此电厂在ECRS机制下具有优势。此外，一项新政策还要求电储项目保持处在能够持续提供2小时电力供应的状态，这显著增加了电 储项目参与市场的难度，不仅会造成部分时段的电力供应更加紧张，还会使市场中发电商的比例进一步增加。 2）电厂能够人为创造供应短缺，从而拉高电价获取盈利。电厂与储能企业有本质上的不同，电厂容量远大于储能企业，因此能够更大程度地影响电力供应。在ECRS的体系下，ERCOT为了优化市场成本，会选择边际成本最低的发电厂商来发电，并依次指定提供服务，这导致边际定价节点大概率会落在成本更低的电厂方面。这意味着，在已知 电力紧缺的情况下，电厂可以通过限制发电来抬高供应曲线从而抬高电价，而后保留发 电容量来获取容量补贴，最后在高价时发电来赚取超额收入。 在这种方式下，电厂拥有两个收入区间，而这两个收入区间都能通过人为操作带来超额收益：若电厂会选择保留容量赚取补贴，就能获取�一次超额收益；而等待实时电价上涨至比容量补贴更高之后，再发电就能获取�二次更高的收益。因此电厂会选择收入更高的方式，即人为限制电力供应而非率先去补充电力供应。此外，根据ERCOT，ECRS自从6月后就维持着约2.5GW的应急储备容量，这部分容量在接收到ERCOT通知后才会启动运行，而在尖峰时刻，由于部分电厂可能存在主动抬升价格的现象，不仅侧面抬高了电价、加剧了电价波动，还可能拉长峰值电价的时长。 图表3：ECRS机制下投机型电厂有两次获取超额收入的机会 资料来源：东证衍生品研究院 3）低价容量从实际可被调用容量中抽离。ERCOT市场中发电容量分为物理响应容量(PRC)和安全约束经济调度(SCED)，前者是在市场里的备用电源数量，反映的是实际电网运行情况，后者是实时市场上实际可被调动的容量。在ECRS推出之后，低价容量不会参与电力市场，而是保留容量以获取更高价格的补贴收入，这部分原属于SCED的容 量被ECRS抽离至辅助服务市场，导致市场误认为可用容量比以往更加短缺，这在一定 程度上使电价的上涨更加迅速和猛烈。同时，虽然ERCOT比以往拥有更多的备用容量，但这些备用电力会根据收益来选择是否参与市场，因此即使在高峰时段，电力供应依旧可能出现短缺。 图表4：ECRS机制示意图图表5：ECRS机制下辅助服务费用攀升 资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院 2、ECRS机制失败对电力市场的影响 1）实时电价波动放大，影响价格发现功能。6至9月，受到创纪录的极端热浪冲击，ERCOT用电峰值负荷连续十次创下新高，由于极端天气和用电负荷的预测都作为公开信息，投机者很可能在已知电力紧缺的情况下利用ECRS机制助推电价上涨，这很可能也是为何每次实时电价上涨的过程都极为短暂的原因，因为实际上容量可能是充足的，市场参与者只是在等待更高的盈利点。 2）实时电价的大幅波动还传导至期货合约。由于高温预期，首行价格同样持续上涨。从趋势上看，在6月底和8月一整个月的行情中，首行合约的走势与实时电价趋势相近，而实时电价的急涨急跌往往会对首行电价产生协同影响。在电力现货屡创新高的情况下，ERCOT首行从原来的25美元/MWh左右上涨到超过100美元/MWh。由于9月气温预期是有所下降的，8月首行电价的价格可能存在失真的情况。 图表6：ERCOT各合约电价 资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院 3）ECRS的高昂成本最终会转嫁给消费者。截至8月，ERCOT已经向参与ECRS产品的发电厂商支付了超过6.08亿美元，占其所有辅助服务支出14亿美元的45%。除直接 成本外，发电厂商人为助推实时电价上涨的间接成本可能高达80亿美元，而9月初的高温还会进一步导致间接成本上升。用户端来看，零售电价不会立即出现上涨，但长期来看，这部分的成本最终会由消费者来买单。根据戴文能源，排除电价上涨的影响，ECRS导致的成本上涨最终将使每户家庭的年度电费支出增加30-75美元，若以1000万户家庭 计算，家庭部门年度电费大约会增加3-7.5亿美元。 3、ERCS机制对我国容量电价政策的启示 我国目前主要采用直接补偿机制，即核定固定价格的方式体现容量补偿费用。目前开展领域主要为抽水蓄能和部分火电，远未达到市场化的程度。抽水蓄能方面，由政府以固定成本的方式核定各个抽水蓄能电站的容量电价；火电方面，山东和云南的政策较为典型，山东将容量成本覆盖在电价中，由用户侧承担，而云南的容量成本则由风光电企业承担，主要是对火电的调峰服务做出补偿。采用固定成本的优势在于易于管控，且可以对不同的生产商制定不同的规则，但需要政府根据市场变化及时调整，灵活性较弱。 ECRS机制本质上是一种特殊的容量补偿，只不过对象是对所有能够及时供电的机构，补偿费用由市场化机制决定。近期市场对容量电价的讨论声愈发热烈，ECRS机制的失败对我国容量市场的建设具有参考和警示意义。 1）容量电价应凸出其最重要的保险作用。ECRS机制下，电厂能够通过调整供应来增加电价的波动率，这对维稳电力市场是明显的负面作用。而实际上，容量电价更多是对可用机组容量的一种补偿，本质上是对电力系统安全性的保险。应弱化其对增加电力市场波动的作用，而增强其保险属性。 2）ERCOT缺电现象比我国严重的多，我国的容量电价政策需要更多考虑电厂成本的回收。ERCOT本身是缺电地区，因此ECRS机制是将一部分原先在市场上的可用供应拆 离至备用容量中，本质上还是供应端的零和博弈，无法解决难以受入外来电的缺陷。在8月份极端高温时，ERCOT的用电负荷出现过高达4GW的出力缺口，即便加上备用容量，供电依旧无法满足用电负荷，此时ECRS的直接和间接成本难以体现出其确保电力供需实时平衡的价值。而我国不像ERCOT那么缺电，可以更多考虑发电厂的固定成本和运营能力，从而对电厂的收入形成托底。 3、风险提示 容量电价政策出台不及预期。 期货走势评级体系（以收盘价的变动幅度为判断标准） 走势评级 短期（1-3个月） 中期（3-6个月） 长期（6-12个月） 强烈看涨 上涨15%以上 上涨15%以上 上涨15%以上 看涨 上涨5-15% 上涨5-15% 上涨