电力及公用事业行业深度研究报告：电改之路机制篇：“破局”与“重构”

在电改系列报告1中我们探讨了新型电力系统改革的顶层框架，从源网荷储多角度展望后续不同电力主体的发展脉络。而深入不同细节，各环节面临的问题复杂多样，本篇报告希望立足于电力市场机制体系，阐述各项制度“为何而建”，并分析会带来怎样的投资启示。 容量市场：保障系统“充裕性” 容量电价保障系统充裕性，当前已箭在弦上。新能源低碳清洁而稳定不足，风光迅速发展或从量价两个层面对火电机组收益形成冲击，导致电力系统充裕性有所下滑，我们测算2015-2022年我国电源有效容量/最高负荷这一指标下滑约18%。容量电价可以帮助火电机组回收固定成本，从而维持电力系统的充裕性。具体到影响来看：1）2023年11月，全国煤电容量电价机制出台，各省煤电机组容量补偿力度为固定成本的30%-50%，并有不断提升的趋势。这一力度下容量电价对工商业电价的影响平均或为0.02元/度，容量电价对电价侧的影响或有限；2）山东省容量电价机制从市场化用户收取容量补偿费用，按可用容量补贴给火电等机组，容量费用的收取标准为0.0991元/度，在不同季节分峰谷时段执行。 辅助服务：提高系统“灵活性” 辅助服务帮助解决风光消纳问题。风光出力与负荷存在时空上的供需错配，辅助服务可以通过灵活性资源实现“削峰填谷”，帮助风光消纳。目前常见的辅助服务类型包括深度调峰、调频和备用等。具体到影响来看：深度调峰方面，火电灵活性改造是当前电网调峰的重要方向。参考甘肃省调峰细则，我们测算额定容量为100MW的机组若全年参与深度调峰，获得调峰补偿或可达千万级别；调频主要解决负荷短时快速波动带来的电网稳定问题，参考储能与电力市场披露数据，以山东为例，2022年优质机组单月调频平均补偿力度每兆瓦可达近万元；备用针对系统短期充裕性的问题，我国多地已开设备用辅助服务市场，补偿主体主要是火电及水电机组。 现货市场：电力“价值发现”的途径 从概念来看，我们认为现货市场的重要作用之一是发掘电力价值，为电力“定价”。市场化交易的电量包括中长期和现货两类，现货主要针对实时负荷与中长期电量分解后的偏差，因此更能动态反映实时供需情况。具体意义来看，表层上，现货市场打开火电电价上浮空间，而风光由于集中出力形成一定“供给挤兑”有所折价。深层上，现货市场可以价格信号引导电力市场供需匹配，或可兼具辅助服务深度调峰的功能。目前，我国多数省份开展现货市场结算试运行，发改委亦提出加快电力现货市场建设。随着现货市场全面铺开，火电机组跟随价格信号调整出力的能力或愈发重要，灵活性价值有望不断凸显。此外，机组参与现货市场对负荷预测的要求亦有所提升，负荷的预测和管理有望得以进一步发展。 投资建议：我们认为新型电力系统市场机制建设下有以下投资主线：1）火电灵活性改造相关：辅助服务和现货市场或均对机组灵活出力有一定要求，建议关注火电灵活性改造相关标的青达环保、西子洁能、龙源技术等；2）负荷预测相关：随着现货市场全面铺开，对负荷的预测和管理可以帮助机组提高发电效率，更好地实现与负荷匹配，负荷预测方面建议关注国能日新；3）火电建设相关：容量市场和辅助服务或可带动火电盈利改善，火电产业链均有望受益，建议关注火电建设相关标的东方电气、上海电气、哈尔滨电气等；4）火电运营相关：容量市场、辅助服务市场建设或推动火电盈利改善，推荐火电运营商华能国际、福能股份，建议关注华电国际，地方性运营商粤电力A/浙能电力/皖能电力等。 风险提示：电改政策推进不及预期；电价下行风险；宏观经济波动风险。 投资主题 报告亮点 1）厘清了容量电价、辅助服务、现货市场机制“为何而建”，并以部分省份试行机制为例，定量测算各机制对火电机组的补偿力度； 2）通过文献整理，提出高比例风光装机下，若现货市场定价功能缺失，则建立新能源分时容量市场和灵活性资源现货市场或为可行的解决方式之一。 投资逻辑 我们认为新型电力系统市场机制建设下有以下投资主线：1）火电灵活性改造相关：辅助服务和现货市场或均对机组灵活出力有一定要求，建议关注火电灵活性改造相关标的青达环保、西子洁能、龙源技术等；2）负荷预测相关：随着现货市场全面铺开，对负荷的预测和管理可以帮助机组提高发电效率，更好地实现与负荷匹配，负荷预测方面建议关注国能日新；3）火电建设相关：容量市场和辅助服务或可带动火电盈利改善，火电产业链均有望受益，建议关注火电建设相关标的东方电气、上海电气、哈尔滨电气等；4）火电运营相关：容量市场、辅助服务市场建设或推动火电盈利改善，推荐火电运营商华能国际、福能股份，建议关注华电国际，地方性运营商粤电力A/浙能电力/皖能电力等。 前言 在电改系列报告一中我们探讨了新型电力系统改革的顶层框架，从源网荷储多角度展望后续不同电力主体的发展住脉络，试图呈现新型电力系统的整体全景。而深入不同环节电力体系各个构成部分依然面临诸多亟待解决的问题。 电改系列报告2我们从“电力市场”入手，考虑到我国电源类型复杂、电力市场建设难度大，容量、辅助、现货等市场建设时涉及的概念性问题较多有晦涩抽象的特点。本篇报告分成了三个部分，每个部分的第一小节定性探讨容量市场、辅助市场、现货市场的具体概念定义，首先回答“他们是什么”的问题。 同时，作为本篇报告的研究亮点，我们系统翻阅了几十余篇论文，搜集具体的案例，在对各市场的概念阐述完之后分别进行探讨，从相对定量的视角辨析不同的电力市场工具如何对实际的电力参与者产生影响，回答不同的市场“有什么作用”的问题。 一、容量市场：保障系统“充裕性” （一）容量电价为解决系统充裕性问题 风光装机占比提升，稳定不足导致电力系统充裕性不断下滑。在双碳目标不断推进的背景下，风光装机规模占比不断提升。2015-2022年，光伏/风电装机复合增速分别为37.5%/15.8%，并带动电源总装机复合增速达7.7%。然而，风光出力波动性较大，且易受气候变化影响，因此其实际贡献有效容量较装机容量更低，参考自然资源保护协会及北京大学能源研究院联合发布的《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设火电/水电/太阳能/风电/核能的容量系数分别为0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我们测算2015-2022年我国电源有效容量和最高负荷复合增速分别为5.1%/7.1%，有效容量/最高负荷这一指标下滑了18%。根据上述文献对容量系数的定义，有效容量反映了尖峰负荷时电源发电能力的大小，“有效容量/最高负荷”这一指标的下滑或昭示电力系统的充裕性有所下降。 图表2 2015-2022年电源有效容量与最高负荷（亿千瓦） 图表1 2015-2022年各类电源装机占比（%） 当前系统或已显充裕性风险，火电在能量市场收益隐忧或形成电力充裕性掣肘。风光大规模并网或从量、价两个方面对火电在能量市场收益率带来挑战。量：风光装机增长或致火电全年利用小时数下滑。“十三五”以来，火电发电设备利用小时数大幅下滑，原因或来自于两个方面，一是2014-2015年常规火电项目审批权陆续下放至省级机构造成火电产能相对过剩，二是风光等清洁能源迅速发展对火电形成一定的替代作用。价：风光边际成本几乎为0，长期看或致电能量市场价格中枢相对下移。除计划电量外，火电交易价格形成主要包括中长期合约及现货两种形式，在中长期方面，风光大量并网或拉低交易均价，并与火电形成竞争；在现货方面，市场交易采取节点边际电价的定价方式，风光边际成本较低或对现货市场价格形成一定冲击。当前，系统充裕性问题或已显现，2022年火电机组虽全年利用小时水平较低，但汛期来水不足致8月利用小时数攀升至2010年左右水平，或反映在极端气候现象出现时，电力系统仍存充裕性风险。向前看，收益下行风险或致火电投资意愿下滑，从而造成系统充裕问题不断凸显。 图表3 2010-2022年火电设备平均利用小时（年度） 图表4 2010-2022年火电设备平均利用小时（8月） 容量电价帮助回收火电固定成本，保障其部分合理收益，以维持电力系统充裕性。火电市场化交易形式包括中长期交易和现货交易两种，在中长期交易时，电力买卖双方综合考虑燃料成本、固定成本等因素，签订合约价格完成电力交易。但中长期交易价格有较标杆上下浮动不超过20%的限制，在燃料价格过高时，中长期价格或难以回收机组的燃料及固定成本。现货市场交易采取“边际机组出清”的规则，即在实际进行出清时发电方与购电方分别进行报价，发电方报价由低至高与购电方报价由高至低进行匹配，最终形成双方都可接受的价格。这种规则将激励机组按照边际成本报价，以尽可能实现出清，对于运行效率不高、可变成本较高的机组或无法在现货市场实现固定成本的回收。因此，而近年来高煤价推动下，受制于上下浮动不超过20%的限制，火电中长期交易和现货交易无法回收固定成本的情况时有发生，火电机组或难仅依靠能量市场回收成本。容量电价一般从用户的收取一定容量补偿，补贴给火电机组，从而帮助火电机组回收固定成本，保障其部分合理收益，并平抑其盈利波动，从而起到维持电力系统充裕性的作用。 图表5边际机组定价方式 （二）容量电价对火电收益影响几何？ 容量电价可帮助系统所需要的火电机组回收固定成本，长期以来容量电价政策仅在山东、云南等少数省份试运行，2023年11月国家发改委、国家能源局出台关于建立煤电容量电价机制的通知，覆盖范围更加全面，我们希望分析不同政策对火电机组收益的影响。 1、山东容量电价机制 山东较早开展容量电价试点，自2020年至今，其容量电价方案已历经多次调整。我们参考2022年出台的《山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》和《山东省电力现货市场交易规则》，将山东省容量电价机制梳理如下： 容量市场参与主体：电力用户、直调公用火电机组、地方公用及并网自备电厂、新能源电站、独立储能设施； 费用收取方式：参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）；2023年起不同季节容量补偿分峰谷时段执行； 费用分摊机制：山东市场容量补偿以月为周期进行结算，容量补偿分摊主体包括直调火电、地方公用及并网自备电厂、新能源电站及储能。总体来看，各参与主体的容量补偿费用按照机组月度可用容量分摊，按日统计市场主体的可用容量，以月度为周期结算。各主体月度可用容量核算方式如下： 图表6山东省容量电价机制 从分摊规则来看，山东省容量电价机制或更利好于效率更高的机组。山东省容量补偿按照各机组可用容量分摊，因此可用容量较大的机组会分摊到更多的容量补偿。根据山东省可用容量的计算方式，就直调火电而言，机组每月可利用小时数越高、可达到调整出力最大值越大在分摊容量补偿时或更具优势，效率较低的机组得到的补偿或相对较小。 2、煤电容量电价机制 2023年11月10日，国家发改委、国家能源局出台关于建立煤电容量电价机制的通知，根据通知内容，2024-2025年多数省份煤电容量电价可覆盖固定成本30%，部分转型较快省份可覆盖固定成本50%，2026年以后煤电容量电价补偿力度将进一步提升。本次出台的容量电价机制对煤电调节保障属性更高省份给予了更大的保障力度，充分体现容量电价保障系统充裕度的本质。此外，煤电容量电价机制规定了对跨省外送机组的容量补偿，覆盖范围更加全面。 图表7煤电容量电价补偿机制 （三）容量电价对电价侧影响几何？ 全国范围来看，煤电容量电价对电价端影响或有限。根据全球能源监测数据，截至2023年7月，我国各省在运煤电总装机约11.09亿千瓦。参考省级煤电容量电价执行标准，以及2022年我国工商业用电量（以二产/三产用电量计算），根据通知测算全国范围内容量电价对电价侧的影响平均约为0.02元/度。这一补偿力度对工商业电价影响或有限。 分省份来看，煤电容量电价对多数省份工商业电价的影响或集中在0.01-0.03元/度区间。 考虑到各省煤电装机容量和工商业用电量尚有差异，我们对不同省份度电容量电价进行测算，并根据数据的可得性做出以下假设： 各省煤电装机量选取截至2023年7月份的最新数据； 河南、山西、内蒙古、