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辽宁、天津、河北、福建、上海、广东、海南、四川等13个省份工商业用电量采用其2022年用电量乘83%,其中83%为2022年全国二产/三产用电量占总用电量的比例。容量电价对各地工商业电价影响或总体可控。根据我们测算,容量电价机制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,其中河南、陕西等地因煤电装机容量较高导致影响略大,但仍不超过0.04元/度;而广东、浙江、云南等地因煤电装机容量较小或工商业用电量偏高,容量电价机制影响相对较小。此外,考虑到容量电价或并非在原有电价水平上简单上浮,电能量市场或可为容量电价的影响带来一定缓冲,因此度电容量电价对各地电价侧的影响或总体可控。二、辅助服务:提高系统“灵活性”(一)辅助服务为解决系统消纳问题风光并网快速提升,时空供需错配带来消纳挑战。从日内电力平衡角度来看,光伏出力高峰时段在中午,夜间没有出力,因此在早晚用电高峰期间,光伏发电支撑能力有限;而风电主要在傍晚及夜间出力,白天出力相对较少。从月度电力平衡角度来看,华北、东北及西北等地用电高峰为夏冬两季,而春夏为风电出力高峰,夏秋为光伏出力高峰,风光出力的季节性虽在一定程度上有所互补,但月度电量分布和负荷需求仍存在不匹配的问题。辅助服务可帮助电力系统解决消纳问题。根据国家能源局出台的《电力辅助服务管理办法》,电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等,其中有功平衡服务包括一、二次调频、深度调峰、备用、转动惯量和爬坡等;无功平衡服务包括自动电压控制和调相;事故应急及恢复服务包括稳定切机、稳定切负荷和黑启动等。目前常见的辅助服务种类为调频和深度调峰,我国部分地区开了备用服务。根据国家能源局数据,2023上半年调峰补偿占辅助服务补偿比例约为60%,调频占比约为19%,备用占比约为16%。深度调峰是根据电力系统负荷峰谷变化和可再生能源出力变化,并网主体根据调度指令进行发用电功率调整或设备启停所需要的服务;调频包括一次调频和二次调频,一次调频是当电力系统频率偏离目标时,常规机组通过调速系统自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应,调整有功出力减少频率偏差提供的服务;二次调频指并网主体通过自动功率控制技术,根据电力调度机构下达指令,按照一定速率实时调整发电功率,以满足电力系统频率控制要求的服务;备用是电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量提供的服务。1、调峰:助力削峰填谷调峰可解决风光与负荷不匹配问题,火电是当前电网调峰调频的重要手段。目前电网调峰的主流方式包括火电和储能,而储能中应用最为广泛的是抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能投资较高,且建设时间长,受地理位置限制较大;电化学储能成本较高,盈利模式尚不成熟,并有一定的安全隐患。因此,当前阶段火电是我国电网调峰调频的理想方式,一方面受益于“富煤贫油少气”的资源特点,我国火电资源较为丰富;另一方面火电机组可控性较高,可根据电网指令随时调整出力。灵活性较低造成火电调峰能力掣肘,灵活性改造为火电发展的重要方向。根据中国电力圆桌课题组研究数据,以深度调峰为例,我国纯凝气式机组最小稳定出力通常为额定功率的50%,热电联产机组供热工况下仅为额定功率的80%;而国际先进机组最小稳定出力可达到额定功率的20%,热电联产机组供热工况下可达到额定功率的40%。灵活性较低会影响火电机组降出力过程和启停速度,从而影响机组的调峰能力。2、调频:平抑频率偏差调频主要解决负荷短时快速波动带来的电网稳定问题。电网频率与发电功率和负荷大小相关,我国电网的额定频率为50Hz。若发电功率和用电负荷相等,则电网频率将处于较为稳定的状态;若发电频率高于用电负荷,则电网频率将提高,反之电网频率会下降。当前主要的调频手段包括一次调频和二次调频。一次调频主要是指发电机组通过调速系统自动反应;而二次调频则需要发电机组根据电力调度指令以一定的速度调整发电出力。调频需要机组调整出力大小,与调峰相比,调频时间维度更短。调峰和调频均涉及发电机组出力的变化,调峰时间尺度稍长,解决日内或日间负荷峰谷差的问题,而调频针对出力和负荷不匹配带来的短时频率变化问题,时间尺度更短。我国多地已开展调频辅助服务,调频补偿与机组报价及性能相关。当前甘肃、山东等地均已开展调频辅助服务市场,调频市场交易一般采取集中竞价、统一出清的方式,而调频服务的核算一般包括调节出力、出清价格及机组性能等指标。具体来看,影响机组性能的指标一般包括调节速率、调节精度和响应时间等。以山东为例,2022年优质机组单月调频平均补偿力度每兆瓦或可达近万元。截至2023H1,我国调频辅助服务补偿费用54亿元,在辅助服务市场总补偿费用占比约19%。具体到机组层面,参考储能与电力市场披露数据,2022年1月山东调频市场补偿费用超过100万元机组数量接近20台,其中部分优质机组单月调频平均补偿力度每兆瓦或可达近万元。3、备用:保障短期充裕备用是电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量提供的服务,相较于容量补偿,备用针对系统短期的充裕性。备用是指为了保证可靠供电,电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用,其中旋转备用指发电机已连接到电网或已同步,但未使用的发电量;非旋转备用是指未与电网同步,但可在短时间内使用的发电量。目前补偿一般针对旋转备用,相较于容量补偿,备用辅助服务针对系统短周期的充裕性。目前我国多地区已出台备用辅助服务补偿标准,补偿主体主要为火电及水电机组。(二)调峰占辅助服务市场大头,对火电收益影响几何?火电调峰补偿方面,深度调峰一般分档报价,根据各档调峰电量和出清价格进行补偿;启停调峰一般分机组申报价格,不同容量等级设定不同报价上限,根据机组报价按台次补偿。以甘肃省调峰补偿办法为例,将火电机组50%以下调峰容量,分档纳入补偿;独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易,补偿标准上限按照300元/MW•日执行。火电机组具体的补偿标准如下:根据这一补偿标准,我们对火电机组补偿力度进行测算并得到如下结果。若实际出力为额定功率的45%,非供热季1kw单日可获得补偿上限为0.001元,供热季1kw单日可获得补偿上限为0.015元;若实际出力为额定功率的2.5%,非供热季1kw单日可获得补偿上限为0.329元,供热季1kw单日可获得补偿上限为0.69元。根据我们测算,灵活性越高的机组可获得更多的深度调峰补偿,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。三、现货市场:电力“价值发现”的抓手现货市场根源上为解决短期的电力供需匹配,而现货的实际意义远未至于此。在现货部分,我们主要包含了四个讨论要点:1)拆定义:回答现货是什么、其构成要件中那些需要额外关注,并通过一个形象的案例认知现货全貌;2)看作用:现货的表层作用起到了电力的短期供需匹配,同时汇总了各地的现货市场运行数据;3)挖本质:现货也会分别作用于辅助及容量市场,三者如何互相影响;4)看节奏:现货如此重要,未来发展节奏如何把脉?(一)现货市场的核心构成要件现货的构成较为复杂,我们认为可以归纳为三个方面:机制选择、定价方式及调度预测。关于现货市场的建设要点,目前已有诸多相关研究,宋永华等在《新电改下我国电力现货市场建设关键要点综述及相关建议》一文中构建了相对全面的论述,并将其归纳为以下6个要点。简化来看,我们归纳为三个方面:机制选择、定价方式及调度预测。1、机制选择:当前多数试点为集中式市场现货市场包括集中式市场和分散式市场两种形式,主流认知均认为我国当前阶段更适合建立集中式市场。我国可选择的现货市场模式主要包括电力库竞价交易的集中式市场和以中长期物理合约为主的分散式市场。集中式市场是指买卖双方的报价和物理交易需要通过电力库进行,机构根据发用双方的报价情况采用全电量集中优化出清并统一安排调度计划。集中式市场下中长期合约为金融性质的差价合约,仅用于金融结算而无需物理交割。分散式市场更强调电力商品交易的流动性,允许发电商与用户自主签订双边合约,独立决定电力的成交数量及价格。分散式机组开机方式、发电计划由市场主体自主决定,发用双方确定的交易计划需要物理执行。我国多数试点地区现货市场形式为集中式市场。分散式模式对电力系统网架要求较高,适用于阻塞程度小、调峰资源充裕的地区,目前我国多数地区采取集中式市场。集中式市场里长协电量一般金融化曲线分解至每日,现货针对实际需求与金融化曲线之间的偏差。根据发改委发布的《电力现货市场基本规则(试行)》,中长期电量结算时一般有两种方式:1)现货市场全电量按照现货市场价格结算,中长期电量按照中长期合同和现货价差额结算;2)中长期合同电量按合同价格结算,并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值,实际电量与中长期电量的偏差量按现货市场结算。总体来看,无论哪种方式,都先将中长期电量分解至每日,日前市场结算实际需求与中长期分解偏差部分。2、定价策略:定价机制选择与系统阻塞程度有关电力现货市场的定价机制根据系统阻塞程度不同而确定。典型电力现货市场的定价机制可以分为统一电价、分区电价和节点电价等,不同的定价方式均以边际出清机制为基础,具体机制的选择根据系统阻塞程度不同而确定。统一电价适用于电网阻塞程度较轻的地区,