电力行业专题研究：掘金市场，拥电为王

（报告出品方/作者：国金证券，许隽逸）

一、新型电力系统与电力市场化推进共促行业新生

1.1 新型电力系统：‚双碳‛目标倒逼电力系统改革

发展历程：纵观我国电力工业已经发展 44 年，发展历程根据推进程度可以 分为两个阶段：1）1978-2015 年称之为电力体制初步形成阶段 2）2015 年至今称之为电力市场新一轮深化建设阶段。通过改革与发展，我国电力 市场成长迅速，在‚双碳‛政策驱动下，电力系统 ‚电气化‛+‚能源转 型‛转型是实现碳中和的主要途径，新型电力系统的发展促进电力这一传 统行业换发新生。

排放现状：消费侧电力排放 CO2占比最高。我国温室气体排放中，CO2 占 比约 80%；CO2 排放中 90%来自于能源活动；能源相关 CO2 从消费侧角 度来看，主要来自于电力/工业/建筑/交通，分别占比 40+%/40-%/10- %/10+%。另据国网能源研究院《中国能源电力发展展望 2020》研究显示， 深度碳减排情境下，2060 年我国电气化率将由 2020 年的 26.8%上升至 69.8%，终端能源需求主要由电力满足，一次能源需求主要由风、光、水、 核等非化石能源发电满足，所以电力系统转型升级‚电气化+能源转型‛是 实现碳中和的主要路径，新型电力系统升级是我国实现‚双碳‛目标的决 定性因素。

新能源爆发式增长重构电力系统物理形态。‚双碳‛目标的转型催生新能源 爆发式增长，从发电侧实现清洁能源电力化、电力供应低碳化，风电、光 伏作为新增的主要装机来源将迎来长足发展。根据中国能源统计年鉴数据 预计 2030 年风光发电占比将从 2020 年的 9.5%提升至 2030 年的 39.7%；与此同时，风光作为一次能源以电力的形式出现，要求需求侧在建筑、交 通等领域大力推动电气化，大幅提升电能占终端能源消费比重，助力实现 碳达峰与碳中和。

新型电力系统目前问题:灵活性、电网、辅助服务市场、设备耦合。电力系统灵活性：电力系统灵活性是指在某一时间尺度下，满足电网运行、 经济约束，电力系统快速而有效地调配现有资源，匹配负荷波动和可再生 能源出力随机变化的能力。当系统电力供应小于需求时，系统可以‚向上 调节‛增加出力否则会导致电力短缺。当系统电力供应大于需求时，系统 可以‚向下调节‛减少出力否则会造成‚弃风、弃光‛。新能源装机的出力 具有随机性、波动性、间歇性等特征，在不同地域、不同季节表现出较为 显著的差异，增大了保供难度。目前新能源需要与传统火电发电空间相匹 配，提高电力系统灵活性，当新能源大发时，需要以火电为主的机组降低 自身出力，为新能源让出发电空间，同时注意火电存在最小出力的限制和 快速启停问题，合理调配发电空间，避免新能源的弃臵情况。

电网：电力系统的功率平衡体现在电网频率上，通常情况下电网保持在 50Hz 的频率。如果发电功率不足用电功率，则电网频率则会下降；反之频率上升通常情况下，电网运行需要保持在 50Hz±0.5Hz 的频率范围内，调 节空间小。分布式新能源具有离散性、随机性接入配电网就地消纳，增加 了电网的复杂成都。电网建设是提升新能源接入能力的基础。

辅助服务：辅助服务是维持电力系统的安全稳定运行或恢复系统安全，保 证电能供应，满足电压、频率质量等要求。1）备用：运行中开机的机组总 容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差 部分称为备用，分为上备用与下备用。2）调频：机组出力还需随电力系统 的负荷波动而快速调整。机组还需要提前锁定一部分容量不能提供能量服 务。因此，应对现货能量与辅助服务的市场交易进行联合考虑，提高资源 优化配臵效率。

设备耦合：电力系统的运行会受到物理定律（基尔霍夫定律）的约束。物 理上，用户与发电之间不是‚点对点‛的供应与交易关系，每个节点的电 功率变化，都会引致系统内多个节点的共同调节，并改变线路功率。当线 路达到传输功率上限时候则会‚阻塞‛，因此需要根据物理特性的优化电路， 适配最佳出清电价和出清容量。随着电网线路复杂度提升、和二次设备的 增加，新型电力系统运行管理充分考虑海量网络元件的耦合关系以求最优 解。

为解决上述问题新型电力系统至少应具备四个基本特征：

1）广泛互联：形成更坚强的互联互通网络平台，可以实现季节差互补、风 光水火互调、跨地区跨领域补偿调节等，实现各类发电资源共享及备用；

2）智能互动：将现代通信技术与电力技术融合，将电网打造成高度感知、 双向互动、智能高效的系统；

3）灵活柔性：电网要充分具备调峰调频能力，实现灵活柔性性质，增强抗 扰动能力；

4）安全可控：加大支撑电源发展，解决顶峰出力问题，实现交流与直流电 压等级协调发展，防范系统故障及大面积停电风险。

1.2 电力市场化：政策指向明确 2025 年初步建成电力市场体系

政策指导电力市场体系建设迈入新阶段。《指导意见》正式印发，强调要推 进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易， 科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑 作用。事实上，自 2015 年以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场 化交易电量比重大幅提升，多元竞争主体格局初步形成，尤其是电力现货 试点建设取得重大进展，首批试点中山西等地已实现长周期连续运行，市 场在资源优化配臵中的作用显著增强。但同时，我们通过现货市场这个 ‚探针‛，也发现了电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则 不统一、跨省跨区交易仍存在市场壁垒等问题，这些暴露出来的问题需要 从更高层面、从全国统一电力市场体系的角度去统筹解决。此次《指导意 见》的出台恰逢其时。《指导意见》在国家‚双碳‛战略目标指引下，为解 决我国当前在推进电力市场改革过程中面临的深层次问题注入了一针‚强 心剂‛，将有助于统筹市场机制的有效衔接，充分发挥市场机制在价格形成、 价格传导和资源配臵上的决定性作用，更好地厘清市场与政府的关系，是 继‚中发 9 号文‛之后，未来一段时间内推动电力市场改革、指引电力市 场建设的又一重大纲领性文件。

多层次电力市场体系（时间周期）。电力商品在时间、空间维度具有价值， 现货价格为中长期交易提供参考，现货价格、中长期价格逐渐趋同维持市 场动态平衡。中长期市场：电力中长期交易在‚日‛以上的时间尺度上组织，包括：年 度、月度和周，交易标的物主要是电量。中长期合同本质上属于金融合约， 合同约定的电量不强制要求物理执行，不会对电网安全运行造成限制。一次能源价格、电力电量平衡、电网运行方式等影响价格的因素不确定， 所以未来现货价格存在波动风险；为了规避风险，市场主体依据对未来预 测、参照过去现货市场价格，买卖双方签订中长期合同。

现货市场：电力现货市场是在‚日‛以内的时间尺度上，即：日前、日内 和实时，实现电能量与辅助服务交易的市场，交易标的物具有电力属性， 本质上是每个小时的平均发/用电功率。现货市场基于电网安全约束统一出 清，形成发电计划及用于市场结算的分时分区价格，确保市场出清结果可 调度执行，有效保障电网安全运行。1）日前市场。市场成员申报全电量发电能力，并倾向于按照发电成本报价；满足次日不同时段的电力平衡，发现电力商品在不同时段的价格；满足电 网。2）实时市场。电力平衡的市场化调节、电网安全约束的市场化调整；发现 电力商品在不同时段的价格，实时平衡调整；发现电力商品在不同地区的 价格，实时阻塞管理。

多层次电力市场（电力平衡），电离平衡由粗略到精细。中长期市场包括双 边交易（场外）、集中撮合交易（场内）、挂牌交易（场内）、容量交易（场 内）。进而锁定远期价格，规避现货市场价格波动风险。日前市场设备状态 基本确定，形成可执行交易计划，形成日前分时价格。实时市场目的修正 日前预测偏差，确保实时电力平衡，反应系统超短期资源稀缺程度。

多层次电力市场（合约处理模式）。中长期合约分为物理合约与差价合约两 类物理合约：中长期签订的合约分解后的电力合约曲线，在电力现货市场 中需实际执行，现货市场优化的是增量空间，交易空间小、竞争程度低、优化效果差差价合约：中长期签订的合约分解后的电力合约曲线，在电力 现货市场中无需实际执行，现货市场优化的是全电量空间，交易空间大、 竞争程度高、优化效果好。

建设多层次的电力市场。电力无法大量储存的特点使得电力必须分层次， 计划体制时代，发用电计划的分配制度包括两个层次：第一保证年度电量 平衡，主要由地方经信委和政府安排年度发用电指标分配制度（市场化签 订年内长协，签订完除非双方同意，否则无法修改，月度可以实时定）；第 二实时电力平衡：电力调度机构（电网）执行的按天、按小时的发用电指 标分配制度。放开发用电计划后，市场机制推动直接交易，随着计划电的 大幅缩减，市场交易的结果将主要决定机组的开机及发电负荷，从而影响 电网的潮流分布，影响大电网的安全稳定运行。

美国目前电力市场交易标的物为分为电能、辅助服务、输电权和容量。2002 年美国成立由多个电力市场构成 PJM 市场，交易标的物分为电能、 辅助服务、输电权和容量，其中辅助服务又细分为调频服务、备用服务、 无功电压服务和黑启动服务。目前 PJM 市场已经成为美国最大的区域电力 市场，覆盖 13 个州和哥伦比亚特区。加州 ISO 于 2014 年 11 开始建立 EIM 市场（美国西部平衡市场），先后将西部 8 个州及加拿大部分地区的平 衡资源纳入市场。

电力市场：采用节点边际电价（LMP）的电能定价机制，在日前和实时电 能市场中，每个母线节点的价格由发电报价、购电报价和输电网络共同决 定。输电权市场：为规避电网阻塞带来的价格风险，拥有输电权的市场成员可 以获取阻塞收益。容量市场：根据对未来负荷需求的预测，出清容量电价，引导发电投资， 保障电力的长期可靠供应。

我国目前形成‚8+6‛现货市场试点。现货试点：至 2020 年 12 月，8 个现货试点已全部启动结算试运行，部分 已完成以月为单位的连续结算试运行。2021 年 5 月，确定辽宁、江苏、安 徽、河南、湖北及上海 6 个地区为第二批电力现货市场试点建设单位。非试点地区：全面启动现货市场建设，建设方案已全部完成编制，宁夏、 吉林、新疆已正式发布，部分地区已明确发布时间。现货市场建设工期确 定，包括规则编制、技术支持系统建设情况、模拟试运行和结算试运行开 展时间。

我国中长期建设规划（2022-2024）加快构建全国统一电力市场体系。加 快组建全国电力交易中心，建设国家层面电力市场，探索在南方、长三角、 京津冀等地区开展区域电力市场建设。2022 年全面放开发用电计划。推动经营性用户用电计划全面放开推动气电、 可再生能源发电等具备放开条件的优先发电计划有序放开。2022 年全面建立需求响应机制。研究制定需求侧响应支持政策，探索多元 化补偿资金渠道。充分调动需求响应资源，鼓励将大规模分散的小微主体 聚合起来，削减尖峰负荷。

2022-2023 年完善电力中长期交易。切实提高中长期合同签约履约质量。推动开展峰谷分时交易，约定分时曲线或曲线形成方式，有效拉大峰谷差 价。2022-2023 年完善辅助服务市场机制。丰富辅助服务交易品种。建立源网 荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。探索建立跨省跨区 辅助服务市场机制。2023 年深化电力现货交易。全面推动用户侧参与电力现货交易。推动具备 条件的优先发电主体参与现货市场。加快推动第一批试点长周期运行，推 进第二批试点建设。（报告来源：未来智库）

1.3 推荐逻辑与机会汇总

技术升级与市场化改革共同推进新型电力系统建设。针对前述新型电力系 统的需求多元化、平衡概率化、供应随机化、资源需求不匹配（区域性、 时间性）等方面的挑战，电力行业将通过技术与政策两方面应对：技术上 运用综合能源系统（火电灵活性改造，风光大规模装机）、数字化转型(电 网数字化)、储能在内的技术升级，另一方面是推进市场化改革，释放相关 政策，重新定位火电，发现绿电价值、理顺储能商业模式，利用市场自发 调控供需与价格的关系，共同推进电力系统转型。

市场化改革推动成本向用户侧转移，形成电力板块推荐逻辑。新一轮电力 市场化改革最终推动成本向下游传导的机制，2022 年火电因煤价下跌带来 业绩反弹、市场化政策带来公用事业属性下必然出现业绩兑现与估值修复 过程，且“在储能和调峰能力为基础支撑的新型电力装机发展机制中”，火电 转型绿电运营商既有业绩反弹逻辑又有绿电高成长属性，是 2022 年最值 得期待的板块；同时，具备市场独立主体地位的储能因现货市场价差与分 时电价价差扩大将迎来投资爆发期；在电网侧，我们认为受大基地建设需 求影响叠加新基建拉动效应，2022 年与 2023 年将成为特高压建设大年。

投资机会：2022 年电价回归商品属性，火电电价上行趋势确定，绿电、核 电等市场化交易溢价抬升。火电板块业绩修复，核电回暖，加速推进绿色 转型。煤电联动带来火电板块公用事业转型，估值上行，绿电高成长性带 来 2 亿/GW 利润，PE 约 20 倍；核电板块依托市场化电量价齐增。光伏、 风能度电成本不断下降，投资回报率提高，风电、光伏基地建设扩大装机 资源。市场政策催化抽水蓄能装机量小幅度提升，负荷侧调峰需求带来成 长性、IRR6.5%保底。电化学储能材料成本暴增或影响装机进度，现货市 场+辅助服务市场+材料成本下降提振投资回报率，大幅提升业绩。

二、五大方向协同推进，共注电力行业发展新机会

2.1 发电成本传导理顺：建立‚能涨能跌‛电力市场，煤电联动成本传导

现状一：发用电失衡引致资金不平衡。发用电量失衡导致市场化发电与市 场化用电不匹配，非市场化发用电发生时间不对应，而市场存在分时电价， 出现了大量市场化发电（低卖）供给非市场化用电（高买）的情况，加剧 了不平衡。我们以山东电力市场结算试运行为例，假设非市场发电量以上网电价结算（395 元/MWh），市场用电量以中长期价格结算（382 元 /MWh），非市场发行量大，形成 5.84 亿‚高买低卖‛电量供给市场化用户。

解决一：政策放开用电计划，建立‚能涨能跌‛的电力市场化机制。

价格改革：2021 年 10 月 11 日，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上 网电价市场化改革的通知》（下称‚1439 号文‛）：有序放开全部燃煤发电 电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入 市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格 稳定，充分发挥市场在资源配臵中的决定性作用、更好发挥政府作用，保 障电力安全稳定供应‛进行部署。同时‚将燃煤发电市场交易价格浮动范 围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，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。该文件取消‚工商业目录销售电价‛大力推动 了工商业用户全部进入市场。

机制改革: 2021 年 10 月 26 日，国家发改委发布《关于组织开展电网企业 代理购电工作有关事项的通知》（下称‚809 号文‛），指出‚建立电网企业 代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场 化改革提出的明确要求，对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、 促进电力市场加快建设发展具有重要意义。鼓励新进入市场电力用户通过 直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企 业通过市场化方式代理购电。

理顺电价机制，推动电力直接交易及售电侧放开。随着“1439 号文”和“809 号文”的发布，在发电侧有序放开了全部燃煤发电电量上网电价和用户侧推 动工商业用户都进入市场。市场供给、需求两端均有扩容，以此加速了电 力市场化的进程，扣除大约 25%的农业与居民用电，预计明年市场化+电 网代理交易电量占比达 75%。

现状二：煤价上涨难以传导，导致火电巨亏形成供电安全风险。2021 年 9 月中旬以来，全国多个省份出现错峰甚至限电问题。尽管限电原因包括需 求增速过快、可再生出力不足、能耗双控、煤价过高等多层原因，但主因 是煤炭供应不足导致电厂买不起煤、买不到煤从而造成煤电机组停机。全 国平均标杆电价 0.368 元/千瓦时对应的完全成本和现金成本盈亏平衡分别 为煤价 634 元/吨和 964 元/吨；点电价上浮 20%即 0.442 元/千瓦时对应的 完全成本和现金成本盈亏平衡分别为煤价 895 元/吨和 1157 元/吨，而国内 煤价一度涨到超过 2500 元/吨。通过政策帮助煤电将成本向下游传导是当 务之急。

解决二：建立煤电联动成本传导措施，煤价 700 元/吨位臵可维持 2020 年 企业利润。由于煤炭是市场化的，一方面要保证煤炭生产的有效供应，另 一方面也要保证电企的合理利润。我们假设保证电企的合理利润是煤炭长协基准价的基础。假设电价上浮 20%：0.368*120%=0.4416 元/千瓦时，固定成本约 0.13 元/千瓦时，假设 税后合理利润为 3 分钱/千瓦时（约 6.8%），税前利润 4 分钱/千瓦时。

煤价测算：(0.4416-0.13-0.04)/300*5500/7000=711 元/吨。假如年度长协 电价可上浮 20%，对应的煤炭基准价可设在 700 元/吨。假如年度长协电 价上浮水平不达 20%，则基准价应作相应调整。

我们测算煤价分别为 650 元/吨、700 元/吨、800 元/吨时典型上市公司成 本及财务指标，当煤价为 700 吨时，火电企业可基本维持其 2020 年度利 润。煤价 650/700/800 元/吨时，火电企业业绩增厚比例约为 15%/-1.7%/- 36%。

现状三：中长期合约分解为现货市场存在阻碍。1）用户掌握的知识与信息 还不充分，其缺乏自行分解中长期合约曲线的能力。2）中长期合约距离实 际运行时刻较远，具有较大的不确定性，难以提前实现合约电量的分解。3） 中长期合约的曲线分解直接关系到市场主体的收益，因此合约分解相关机 制需进一步研究，包括分解负责方、分解方法、偏差调整、结算清算等事 项。

解决三：‚电力合约曲线‛分解中长期合约到现货市场。电力现货市场一天 内含有多个交易时段，由于光伏正调峰性（白天出力多）和风电反调峰性 （夜间出力多）导致现货市场供需错配，进而出现各交易时段出清电价不 同。日前市场分时的价格信号能够激励储能、需求侧响应、调峰资源的交 易行为，激励电化学储能平抑新能源发电短时间尺度的波动性、跟踪负荷 的时变性；实时市场的尖峰电价能够激励储能套利行为和需求侧动态响应；调频市场的价格信号能够激励储能以更快速的方式确保更细时间尺度内的 电力供需平衡。中长期合约标的物为电量，由于无法明确各时段对应的电 量，需将中长期合约的电量分解至每个时段，即电力合约曲线。

2.2 完善调峰成本分摊，火电灵活性改造空间广阔，完善辅助服务

现状一：火电灵活性改造需要疏导固定成本。碳达峰、碳中和目标下，预 计‚十四五‛时期年均新增新能源装机 1 亿千瓦以上，超出全社会用电量 增速，系统消纳压力持续增长，调节能力成为制约新能源高质量发展的关 键因素。相比气电和储能，火电灵活性改造投资运行成本较低，建设周期 较短，是‚十四五‛时期提升电力系统调节能力的主要措施。双碳背景下， 光伏和风能为代表的新能源发电方式出力不稳定，导致‛弃电‛，火电灵活 性改造是从电源侧调节进而提高电力系统灵活性的主要手段之一。增加调 峰能力核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、 快速启停、快速升降负荷的三大目标，其中降低最小出力，即增加调峰能 力是目前主要的改造目标。

解决一：火电灵活性改造空间广阔。火电灵活性改造能将机组最小出力由 传统的 60%降至 30%，提高调峰效率；燃气机组启停快、运行灵活，可为 清洁能源与负荷波动提供灵活调节，两者挖掘调峰潜力最具现实可行性。

政策：2016 年，电力‚十三五‛规划中国家能源局要求热电联产机组和常 规煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦左右。2021 年，发改委要求存量煤电机组全部进行灵活性改造。预计‚十四五‛期间 改造规模为 2 亿千瓦，增加系统调节能力 30GW-40GW，促进清洁能源消 纳。

主要路径：纯凝机组改造和供热机组改造。纯凝机组针对深度调峰和频繁 启停的运行状态进行改造，提高低负荷运行能力，提高调节能力来满足煤质特性、电力系统调峰需求以及所在地政策要求。供热机组针对采暖期实 现热电解耦运行进行改造，提高供热时调节复合。

‚十四五‛火电灵活性改造市场新增规模，高方案 217 亿元，低方案 57 亿元。我们基于‚十四五‛各地区分机组类型火电灵活性改造规模和成本 测算‚十四五‛新增市场规模。假设：

1）新增改造投资。初凝机组改造单位投资：45 元/千瓦。供热机组，高方 案热水蓄热储能技术单位投资：180 元/千瓦，低方案低压缸零出力技术单 位投资：22 元/千瓦。

2）运行成本。凝机组年运行成本：12.65 元/千瓦。供热机组运行成本：高 方案热水蓄热储能技术：13.99 元/千瓦，低方案低压缸零出力技术：0.44 元/千瓦。

经测算‚十四五‛期间新增初始投资规模高方案 196 亿元、低方案 49 亿 元。新增运营规模高方案 21 亿元、低方案 8 亿元，共计新增市场规模高方 案 217 亿元、低方案 57 亿元。

疏导机制：三种补偿方式设计。火电灵活性改造成本较高需要合理的疏导 机制，保证主要资金来源。一次性改造资金补偿、灵活性改造加价以及完 善辅助服务补偿和市场机制均是疏导灵活性改造成本的重要方式。

现状二：辅助服务费用偏低且为发电侧零和博弈。辅助服务费用全部由发 电侧分摊，用户不承担费用支出，相当于发电企业之间相互补偿，资金来 源有限；补偿标准仅为发电企业收入 0.2~0.3%,影响企业提供服务和投资 的积极性。

解决二：扩大辅助服务品种，增加辅助服务主体，相关成本向下游用户疏 导。完善有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复、灵活性改造调 峰容量交易等辅助服务。按照‚谁受益、谁承担‛的原则，辅助服务市场 成本不应完全由发电侧提供。2021 年 12 月 24 日，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定》、《电力系统辅助服务管理办法》（以下简称‚新版 ‘两个细则’‛）。新版‚两个细则‛将取代‚42 号文‛和‚43 号文‛，并明 确新型储能和抽水蓄能等可调节负荷作为新增独立主体参与。分摊机制由 并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，进一步优化现有电力 辅助服务补偿与分摊机制。

2.3 完善备用成本分摊机制：建立容量市场完善定价体系

现状一：新能源不提供电力，火电机组容量不断扩大。消纳新能源付出的 系统成本将会明显上升，电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都要增 加，且新能源发电成本下降不能完全实现对冲。美国能源部 NEA2019 年 12 月的研究《脱碳成本-高比例核能/可再生的系统成本》（The cost of decarbonlization-System cost with high share nuclear and renewables） 表明，系统成本通常分为以下四类：配臵成本（或称备用成本）、平衡成本、 网络成本和连接成本。该研究表明，如将明确 VRE 技术目标与严格的碳排 放限制结合起来，对发电组合的构成及其成本具有重要影响，总装机容量 随着 VRE 占比增加而显著增加。

由于物理惯量主要由同步机带来，VER 并不提供电力，所以在增加可再生 能源的同时，系统仍需要为顶峰出力继续增加火电机组。因此，相同条件 下，系统全部由可控电源构成不安装 VRE 的容量为 98GW，而 VRE 渗透 率达到 10%、30%、50%和 75%后，系统的总容量分别增加到 118GW、 167GW、220GW 和 325GW。

现货市场采用边际出清的价格机制，发电机组竞争的是变动成本，容量成 本并未体现。电力系统存在明显的峰谷效应（5%峰荷 30 小时），因峰荷时 段的电能生产成本极高现实市场不允许出现‚天价‛ ，峰时电价被压制，定价机制被扭曲，发电机组大多无法合理回收成本，而这些机组事实上履 行了保障峰荷的容量义务，需引入容量补偿机制或容量市场，给予发电机 组合理补偿/激励，完善电力市场的定价体系。

解决一：引入容量市场机制。2021 年 5 月 7 日，国家发改委发布《关于 进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格“2021”633 号）， 提出以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价 纳入输配电价回收，强化与电力市场建设发展的衔接，进一步完善抽水蓄 能价格形成机制。容量电价是否覆盖电化学储能仍处于讨论之中；山东等 部分地区已探索构建火电容量电价机制。根据目前新能源装机特点，考虑 激励新能源装机，设计绿电与绿色证合一的绿电交易市场，绿电市场中可 以不带发电曲线，仅提供电量。基于新能源固定成本设计时序分摊的分时 容量定价机制，通过竞争形成各时段分时容量电价，引导资源配臵。基于 新能源固定成本分摊设计竞争性容量定价机制，根据正调峰和反调峰时段 差异性进行容量成本补偿，发现新能源差异化容量价值，以分时容量电价 度量储能的价值，进而激励新能源与储能协同发展，同时分时容量电价还 能激励用户投资储能。

现状二：系统带来消纳成本猛增，需要向下游传导。当 VRE 占比为 10% 时系统成本不到 10 美元/Mwh，VRE 占比达到 50%和 75%时，系统成本 分别达到 28 美元/Mwh 和超过 50 美元/Mwh。上述成本的变化与水电资源 的调节能力相关。从全成本角度看，VRE 占比 10%相比传统可调度发电机 的参考系统的成本高出约 5%，在中等规模的系统中，对应的额外成本约 为 20 亿美元/年；当 VRE 占比 30%/50%/75%时，成本相对基本情景每年 增加约 21%/80 亿美元，42%/150 亿美元和 87%/330 亿美元。据此，如不 考虑系统供应结构差别测算，2020 年，我国 VRE 占比约 15%，至 2027 年，我国 VRE 占比约 30%，则系统成本约为 0.40 元/千瓦时的 21%即 8 分钱左右，而合理疏导系统成本成为市场化改革的重中之重。

解决二：辅助服务与能量交易联合优化出清。单独开展时，机组多中标电 能量无法提供足量的辅助服务，导致系统调节资源不足，也会影响机组收 益机组不中标电能量；只中标辅助服务，又会导致交易结果无法执行。需 要建立联合考虑能量和辅助服务，使用一套交易流程，确保出清结果一致， 交易可执行联合考虑能够实现完整发电空间优化，目前国际市场普遍采用 联合优化出清方式。

2.4 合理疏导电网建设成本：投资总量难以大幅增长，关注结构性变化

现状：‚十四五‛特高压建设加大，配电网升级需要大量投资。国家电网已 累计建成投运‚14 交 12 直‛特高压输电工程，在建‚3 直‛特高压输电 工程，在运在建 29 项特高压输电工程线路长度达 4.1 万千米，变电（换流） 容量超 4.4 亿千伏安（千瓦），累计送电超 1.6 万亿千瓦时；南方电网已形 成‚八交十一直‛输电大通道，送电规模超 5800 万千瓦，年送电量超 2300 亿千瓦时。根据国家发改委、能源局数据显示‚十四五‛期间，国家 电网公司计划将持续提升已建输电通道利用效率，作为电网发展主要内容 和重点任务，实现已建通道满功率运行，提升输电能力 3527 万千瓦。规 划建成 7 回、开工建设一批、研究储备一批特高压直流，新增输电能力 5600 万千瓦。到 2025 年，公司经营区跨省跨区输电能力达到 3.0 亿千瓦， 输送清洁能源占比达到 50%。在受端，扩展和完善华北、华东特高压网架， 加快建设华中特高压网架，实现 500 千伏合理分层分区，构建风光水火资 源优化配臵平台。

送电端：推进西南特高压网架建设，完善西北、东北 750/500 千伏网架， 支撑跨区直流安全高效运行。‚十四五‛500 千伏及以上电网建设投资约 7000 亿元，2025 年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成。受电端：扩展和完善华北、华东特高压网架，加快建设华中特高压网架， 实现 500 千伏合理分层分区，构建风光水火资源优化配臵平台。

解决：重视电网结构性变化。由于 23 年监审前较难大幅增加电网投资规模， 电网投资总量受限，因此更多是结构性变化，如特高压投资比例增加。‚十 四五‛为满足负荷增长和分布式电源接入需求的城镇配电网，消除供电薄 弱环节，提升城乡供电均等化水平、供电保障能力和电能质量。需要规模 化推进城乡配电网智能化改造，提高装备标准化和配电自动化水平。‚十四 五‛将继续提高主配一体调度自动化系统覆盖率，提升配电网设备可观测 率；加大农网改造，更新智能电网等。

2.5 储能系统参与电力市场：设计储能市场机制，‚源网荷储‛深度一体化

美国储能发展：降本+政策驱动，表前市场爆发增长。装机指数级增长显现：根据 Wood Mackenzie 统计，2020 年美国部署了 1.46GW/3.12GWh 的储能系统，其中电化学储能新增 1.1GW/2.6GWh， 2020 年末，美国电化学储能装机达 3.5Gwh，我们预计 2021 年末装机容 量达 12Gwh，2022 年累计容量有望继续翻倍。表前市场：2020 年迎来爆发增长。储能在美国表前市场主要应用于调峰、 调频、辅助服务等，与中国‚电源侧+电网侧‛的效用相当。根据 Wood Mackenzie 数据，2020 年美国表前市场装机容量增速达 464%，表前存量 装机达 25Gwh 以上。

驱动因素：美国储能表前市场高速发展的核心驱动来自成本下降。成本下 降以外的推动因素包括：1）主体地位明确：政策赋予储能明确市场地位， 辅助服务市场发展快速；2）补贴促进新建：补贴推动储能发展，补贴收益 在项目初期占比可达 50%，伴随税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；3）市场机制成熟：成熟的现货市场为合理化的费用传导机制奠基，推动行 业长期稳定发展。

841 法令两大核心变革：1、赋予储能和其他主体一样的市场地位：允许储 能参与能量、容量、辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投 标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。2、降低准入门槛：将储 能的准入门槛从 1MW 降低至 100KW，增加市场主体数量，实现更大范围 内更优的资源配臵；明确储能的荷电约束状态，保证储能不同时充放电， 并考虑储能的能量优先性核定其容量价值。

成本下降：电池成本逐渐下降，申报项目装机开始在 2021 年放量。美国 开发商从项目开发到并网的周期一般在 2 年或更久，根据 EIA 数据，2019 年来，电化学储能成本为 590$/kwh，较 2015 年下降了 72%。2019 年， 业内对电池成本继续下降有乐观预期，申报项目众多，项目并网期在 2021 年，导致美国装机量在 2021 年开始骤增。从地域看，主要的装机增量在 加州和德州。

现状：储能系统需要合理回报，成本需向用户传导。现有价格和市场机制 无法准确反映新型储能对于系统的实际价值。大部分省份尚未建立‚按效 果付费‛的补偿机制，各地区新型储能参与辅助服务市场的运行规则差异 较大，未纳入爬坡速度、调节精度等质量因素，无法准确体现储能对系统 的实际价值，且独立储能的市场准入资格也有待进一步明确。储能依靠峰 谷价差套利可能导致储能布局与系统实际需求并不匹配的问题，引发盲目 投资，甚至系统效率下降。（报告来源：未来智库）

解决：储能行业发展初期靠政策+补贴支持，长期靠降本与市场调节

目前增速：2022 年电化学储能、抽水蓄能新增装机总量预计分别为 4.2GW、35.2GW。截至 2020 奶奶滴， 我国电化学储能累计规模为 327 万千瓦；在理想场景下，预期 2025 年累 计投运规模达到 5588 万千瓦，年均增速 76.4%。国家电网规划，2025 年， 经营区新型储能容量超过 3000 万千瓦，2030 年 1 亿千瓦左右。南方电网 规划，推动按照新增新能源的 20%配臵新型储能，‚十四五‛和‚十五五‛ 期间分别投产 2000 万千瓦新型储能。我们认为在储能现货市场和辅助服 务市场构建后，电源侧配套储能的经济效益将得到提升，新增装机占比将 达到近 80%。

抽水蓄能：当前抽水蓄能度电成本约为 0.2 元/千瓦时，远低于电化学储能 和其他方式，磷酸铁锂电池作为目前商业化应用的综合性能较高的典型储 能技术，其度电成本为 0.62-0.82 元/kW〃h。水电是唯一具备调峰储能能 力的非化石能源，抽水蓄能作为当前储能主力形式，明年占新增储能比例 仍会达到近 90%，往后看占比逐步降低。2021 年 4 月两部制电价出台， 将抽水蓄能成本纳入输配电价核算，理顺抽蓄行业成本传导机制，并为企 业合理利润兜底。

电化学储能：各省为了提高新能源并网效率，降低弃风弃光率，明确新能 源配臵储能方案。2021 年至今山东、浙江、湖南、广西、内蒙古、陕西等 25 省（市）共发布 33 份文件，明确新能源发电项目储能配臵要求，普遍 省份（地市）储能配臵比例区间在 10%~20%，备电时长在 1h~4h。各地 省市均明确储能可以参与辅助服务市场获得收益，在保障经济性的前提下， 大大激发发电企业新能源装机与储能配臵的积极性。

电源侧、电网侧、用户侧、辅助服务市场、补贴疏导成本共同鼓励储能建 设。1）电源侧：部分省份政府主管部门核准新能源厂站时，在核准文件中要求 配臵 10%以上储能，新能源并网时，电网企业也会核实是否配臵足额储能， 若没有配臵，不予并网。2）电网侧储能：电网侧储能成本疏导，电网下属企业可能会加大储能投资 力度。3）用户侧储能：发改委在各种文件要求逐步拉大峰谷价差，给用户侧储能 发展创造条件。

辅助服务市场：京津唐、山东、江苏、安徽、福建、华中、湖北、湖南、 甘肃、青海、宁夏、新疆等 12 个地区允许储能独立参与辅助服务市场，基 本为调峰辅助服务市场，山东、江苏、福建、甘肃 4 省储能可独立参与调 频辅助服务市场。补贴：新疆对在执行电力调度指令进行充电期间给与储能 0.55 元/千瓦时 充电电量补偿。疏导成本：广东首次将抽水蓄能电站的费用和需求侧响应费用向用户侧疏 导。

储能应用促进‚源网荷‛全产业链发展。电网侧：电网企业经营性租赁；合同能源管理机制；容量电费机制。发电侧：储能联合火电机组调频；新能源场站配臵储能减少弃电与并网考 核；储能通过共享方式参与调峰；储能参与辅助服务市场调峰调频。用户侧：削峰填谷降低电费；光储一体化模式提高光伏自发自用率。

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