202105 碳中和系列报告(二)：电力市场改革深水区，成本回收机制改革之容量电价-solarbe文库

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http//www.cgws.com 请参考最后一页评级说明及重要声明投资评级强于大市（维持）报告日期 2021 年 05 月 06 日分析师于夕朦 S1070520030003 ☎ 010-88366060-8831  yuximengcgws.com 联系人（研究助理）范杨春晓 s1070119040033 ☎ 010-88366060  fycxcgws.com 行业表现数据来源贝格数据电力市场改革深水区，成本回收机制改革之容量电价碳中和系列报告（二） ◼ 中国的电力体制改革正在有序推进，建立电力现货市场将是下一阶段竞争性电力批发市场建设的主旋律。经典现货市场理论以机组发电生产的短期边际成本决定市场出清价格，单纯依赖该现货市场价格会给市场的稳定运行带来隐患对存量机组而言，决定现货市场出清价格的边际机组的固定成本支出无法得到合理补偿；非边际机组的固定成本支出虽然能够通过自身边际成本和系统边际成本之间的差额得到部分补偿，但是存在较大的不确定性。尤其是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将进一步增大。固定成本回收缺乏稳定预期，会使得发电投资风险增加，难以有效引导充足的发电容量投资，从长期来看无法保证发电容量充裕性，这将危及电力系统安全及电力市场稳定。 ◼ 世界多数国家和地区电力市场建设实践均表明，在建立竞争性电力批发市场的过程中，需要设计相应的发电容量成本回收机制，从而能够给予发电容量投资回收一个相对稳定的预期，以引导发电容量有序投资，保障发电容量的长期充裕。但是，各市场的做法不尽相同，大体可归纳为建立稀缺定价机制、建立容量市场和建立容量补偿机制三类。 ◼ 对于我国而言，为实现碳达峰、碳中和目标，风光等清洁能源将实现快速发展，而风光大规模的并网需要足够的配套储能或者辅助能源才能保障电网的稳定性。在储能实现大规模商业化运用前，参与调峰的火电机组容量决定了风光的并网装机规模。在火电机组大量承担调峰任务后，其利用小时数将明显下降，相关运营企业会出现亏损，因此必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性，以此保障整个电力系统的稳定性。 ◼ 容量补偿机制是指在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿，主要适用于电力市场发展初期。该机制具备较好的理论基础，国外有成功的实践经验，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。因此，容量补偿机制可能是我国现阶段发电容量成本回收机制的较优选择，以实现向竞争性电力批发市场的平稳过渡。 ◼ 容量补偿标准（容量电价）基于边际成本法计算，能起到引导未来投资和资源优化配置的作用。可补偿容量需分电源类型核算，充分考虑各类电源的技术经济特性以及市场的供需状况。 ◼ 实际案例的测算表明由于燃煤火电能够为系统提供相对可靠的容量，其获得的容量补偿率最高；水电次之；风、光等可再生能源发电由于间歇性 -20 -10 0 10 20 沪深 300 电力及公用事业分析师证券研究报告行业专题报告行业报告电力及公用事业行业下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 2 请参考最后一页评级说明及重要声明及高不确定性，获得的容量补偿率最低。容量补偿机制充分体现了不同技术特性电源对系统的容量价值差异。 ◼ 容量补偿机制能够反映市场对容量的需求，体现不同发电机组对系统的容量贡献差异，在电力市场建设初期，为各类发电机组容量成本的回收提供稳定预期，进而引导发电资源的优化配置。同时，在容量补偿机制下，电力用户对于发电容量电费支出也易于理解和估算。另外，容量补偿机制可能对各类型发电机组目前的利益格局形成一定程度的调整。 ◼ 风险提示政策推进不及预期，用电需求下降，机组利用小时数下降，电价下降。下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 3 请参考最后一页评级说明及重要声明目录 1. 背景 . 5 1.1 煤电上网电价是“定价之锚” 5 1.2 市场化条件下的电价体系 6 1.2.1 电能量价格 . 7 1.2.2 容量回收机制 . 7 1.2.3 辅助服务价格 . 8 1.2.4 成本补偿机制 . 8 1.3 当前电价体系的一些问题和举措 9 1.3.1 发电侧、用电侧市场空间不匹配 . 9 1.3.2 政府定价与市场竞价双轨制长期存在 . 10 1.3.3 现货市场较中长期市场价格偏低 . 10 1.3.4 举措发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制 . 11 2. 什么是容量补偿电价 . 11 2.1 建立容量成本补偿机制的必要性 11 2.2 容量成本回收机制的选择 12 2.3 容量补偿的具体实施方式 12 2.3.1 容量电价和可补偿容量 . 12 2.3.2 容量电费计算 . 14 2.3.3 衔接问题 . 14 3. 容量补偿电价的案例测算 . 15 3.1 山东省电力市场概况 15 3.2 模拟测算结果 16 情景一抽蓄电站作为市场边际机组 17 情景二抽蓄电站不参与市场 18 3.3 测算结果分析煤电受益最大 19 4. 总结 . 20 下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 4 请参考最后一页评级说明及重要声明图表目录图 1 电价结构拆分 . 5 图 2 市场化环境下发电价格体系 . 6 图 3 用电侧市场空间 . 9 图 4 发电侧市场空间 . 9 图 5 现货市场较中长期市场价格偏低（ 2020 年数据） . 10 图 6 容量电价计算 13 图 7 峰值负荷修正可补偿容量 13 图 8 山东省全口径发电装机容量占比情况 . 15 图 9 山东省煤电装机分布情况（按容量等级划分） . 15 图 10 山东电网最高直调用电负荷变化情况 16 图 11 山东省直接交易发电侧结算情况（按机组容量分） . 16 图 12 山东省直接交易发电侧成交情况（按机组容量分） . 16 图 13 山东各类型电源可调容量（含抽蓄） 17 图 14 山东省各类电源补偿金额占比情况（含抽蓄） . 18 图 15 山东省各类型电源单位容量平均补偿（含抽蓄） . 18 图 16 山东各类型电源可调容量及可补偿容量（不含抽蓄） 18 图 17 山东省各类电源补偿金额占比情况（不含抽蓄） . 19 图 18 山东省各类型电源单位容量平均补偿（不含抽蓄） . 19 下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 5 请参考最后一页评级说明及重要声明 1. 背景 1.1 煤电上网电价是“定价之锚” 电力具有瞬时性特点，产、供、销（发、输、配、售、用）同时完成，没有存货，因此理论上其价格可能会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动（例如今年美国德州在极端天气下，出现极端供需偏紧，在电力高度市场化的情况下电价快速上涨）。在建立起有效的电力市场并实现发电竞价上网前，电价管控成为国家调控经济、产业的重要手段，电价也呈现出极强的政策管制属性。 2004 年 4 月，国家发改委发布关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知，要求规范上网电价管理，对同一地区新投产的同类机组（按照水电、火电、风电、核电等分类），原则上按统一价格水平核定上网电价，对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其在环保方面的投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。图 1 电价结构拆分资料来源北极星电力网，长城证券研究所煤电标杆上网电价一直在电价体系中处于核心位置，其在多个方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价。自 2004 年首次建立煤电联动机制以来，十多年间十次执行联动政策、四次搁浅，其中六次上调、三次下调煤电标杆上网电价。政策调整的时效性愈发滞后，在电力体制改革不断深化的大背景下，煤电标杆上网电价与煤电联动机制不下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 6 请参考最后一页评级说明及重要声明适应形势发展变化的矛盾愈发突出，特别是在电煤价格高位运行，燃料成本上升，但电量宽松、尖峰电力紧张的背景下，燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。因价格缺乏弹性且机制不完善，导致煤电“定价之锚”的作用明显减弱，对水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成均有一定的影响。 1.2 市场化条件下的电价体系在关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔 2015〕 9 号文）及配套文件（简称“ 9 号文 ”）发布后，国家发改委、国家能源局随后发布了电力体制改革的六个配套文件。其中关于推进电力市场建设的实施意见明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。改革以来，各地均开展了以双边协商、集中竞价及挂牌多种交易方式的年度、月度的中长期交易，交易品种涉及电能量及发电权交易。 2017 年 8 月，国家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周期的结算试运行。现货市场中以集中竞价方式开展，交易品种为电能量。辅助服务市场中，除四川外，各试点地区开展了调频辅助服务交易；甘肃、山西、山东、内蒙开展了调峰辅助服务市场交易，其中甘肃、山东、内蒙在现货试结算期间暂停调峰市场交易。图 2 市场化环境下发电价格体系资料来源长城证券研究所下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 7 请参考最后一页评级说明及重要声明随着发用电计划逐步放开，发电企业和电力用户（售电公司）可以通过自主协商、集中竞价等市场化方式交易部分电量，交易价格即为市场交易电价，市场交易电价分为中长期交易价格、现货交易价格。部分电量仍以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由电网企业统一收购，按照政府定的标杆上网电价进行结算。在电力市场化环境中，根据交易类型的不同，可将煤电发电价格体系分为四类一是电能量价格，包括中长期价格、现货价格、优发价格（基准）等；二是容量价格，可以是稀缺电价机制、容量市场、容量补偿机制的任意一种；三是辅助服务价格，包括调频、备用、 AGC、黑启动等；四是成本补偿（机制），包括运行成本补偿和机会成本补偿等。 1.2.1 电能量价格中长期交易价格。中长期市场交易主要指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上电能量交易。通过中长期市场交易形成的价格称为中长期交易价格，适用于境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易等。目前，我国中长期电力交易主要以双边协商交易和集中竞价交易为主，挂牌交易作为补充。现货交易价格。现货市场主要包括日前、日内和实时的电能量，通过现货市场交易形成的价格称为现货交易价格。从交易时间角度看，现货市场可分为日前市场、日内市场和实时市场；从定价形式角度看，现货市场定价机制均以短期边际成本为基础，根据输电线路约束考虑的粗细分为系统边际定价、区域边际定价以及节点边际定价，三种定价机制适用于不同电网结构和输电阻塞情况的电力批发市场。优先发电价格。改革后，部分发电量以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由调度机构根据优先发电、优先购电计划以及电网实际运行需要安排。该部分电量仍由电网企业收购，按照政府核定的上网电价（基准电价）进行结算。 1.2.2 容量回收机制在有大量间歇性和资金密集型电源的电力系统中，单一电能量市场很难实现发电容量回报的需求。随着高比例大规模可再生能源进入市场，一年中的部分时段批发电价趋近于零，个别低谷时段的大量风电还会导致负电价，市场价格信号失灵，无法吸引对可再生能源所必需的备用容量和储能等方面的投资。为应对发电（调节）容量充裕性问题，各国从理论和实践开展了一系列探索，最具代表性的做法分别是稀缺电价机制、容量市场和容量补偿机制。稀缺电价机制是指不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场解决发电资源充裕的一种方式，该市场不设上限价格或者上限价格很高。在系统电能量和备用稀缺的情况下，电能价格能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励投资新建电厂。美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场均采用了稀缺定价机制。容量市场是一种为容量定价的市场机制，是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准，以英国容量市场和美国部分区域容量市场最为典型。英国为实现中长期的发电容量充裕性、促进能源低碳化、纠正市场失灵等目的，在 2014 年建立了容量市场。美国的 6 个电力批发市场中， PJM、 NYISO（纽约市场）和 ISO-NE（新英格兰市场）设有容量市场。下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 8 请参考最后一页评级说明及重要声明容量补偿机制是由监管机构制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本的一种具有行政色彩的容量成本回收机制。主要在政府或监管机构的指导下，根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素确定单位容量补偿标准和各机组可补偿容量，从而对发电容量成本进行合理补偿。较为典型的是智利电力市场容量补偿机制，通过经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场进行有益补充。发电机组根据可补偿容量和补偿价格获得月度容量补偿，总收入为电能量收入与容量收入之和。其他用行政手段设定的容量机制还有西班牙实行的容量费、瑞典和芬兰实行的战略备用机制等。这些机制的区别在于容量费和战略备用机制通常只覆盖部分市场，将容量机制限制于无法在常规市场里收回全部成本的发电机组，其余部分发电容量回收还要取决于单一电能量市场价格。容量补偿机制可以覆盖全市场，对所有提供可信容量的机组进行补偿，一定程度可以避免由容量机制或市场投资激励预测误差引起的市场价格扭曲。 1.2.3 辅助服务价格目前我国六大区域电网仍按照“两个细则”对有偿辅助服务进行补偿，同时，许多地区积极探索建立辅助服务市场，进行辅助服务市场化交易。现行上网电价体系中，辅助服务有市场化和非市场化两种定价方式。补偿机制下的辅助服务价格。 2006 年，原国家电监会制定了发电厂并网运行管理办法并网发电厂辅助服务管理暂行办法，六大区域局根据两个办法制定了“两个细则”。“两个细则”是对发电企业经济利益的事后调整规则，相关费用在发电企业内部流动，承担辅助服务较多的发电企业获得补偿，承担较少或不承担辅助服务的发电企业支付辅助服务费用，并网运行管理考核资金优先支付辅助服务费用，多余部分返还发电企业，如辅助服务费用高于并网运行管理考核费用，则缺额部分由发电企业按照当月上网电费（电量）分摊。“两个细则”的主要辅助服务品种包括 AGC、旋转备用、启停调峰、调峰等有功辅助服务和 AVC、黑启动、无功补偿等。“两个细则”对各种有偿辅助服务品种采用统一标准的补偿方式，不同区域的补偿方式及补偿价格各不相同。市场化辅助服务价格。 9 号文提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。 2018 年以来，福建、甘肃、宁夏、山东、江苏、新疆、重庆、山西、安徽、陕西、华东、华北、西北等地启动调峰辅助服务市场，山西、山东、福建、广东、甘肃、四川等地调频辅助服务市场也都正式运行或进入试运行阶段。近几年建立的辅助服务市场都不再设定统一的补偿价格，多采用集中竞价、统一出清、边际定价的方式开展辅助服务交易，从而产生了辅助服务市场价格。调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外成熟辅助服务市场一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现调峰。 2020 年 8 月，国家发改委、能源局发文试行将调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合（现货市场替代调峰市场），不再单独组织开展调峰辅助服务市场交易，并通过扩大限价幅度、降低最小申报电力等措施拉大峰谷价差，实现调峰成本的自动补偿。目前电力辅助服务以调频为主，同时包括无功调节、备用、黑启动服务等多个品种。 1.2.4 成本补偿机制电力市场化改革推进初期的燃煤标杆上网电价基于标准成本定价方法制定，由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，以容量电价保证设备折旧等“固定成本” 下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 9 请参考最后一页评级说明及重要声明的回收 ;以电量电价保证电厂发电所需煤等“变量成本”的回收和赚取“利润”。目前电力现货市场建设存在因价格上限和市场机制等因素的不确定和不完善、发电成本回收的长期性等导致现货市场下容易出现电价偏低，电源成本回收困难，特别是容量成本回收困难等问题，进而可能造成电源投资激励不足，最终导致发电容量的短缺。为促进资源配置效率、优化发电调度、优化电源规划和建设，各国探索制定成本补偿机制。成本补偿包括运行成本补偿和机会成本补偿。运行成本补偿机制指当根据调度指令运行的机组不能通过电能费用收回运行成本时，市场将根据其报价成本或核定成本进行补偿。运行成本包括了启停、空载等成本，运行成本补偿分为日前市场运行成本补偿和实时市场运行成本补偿。日前市场运行成本补偿指如果某一机组根据日期市场出清结果被调用，但在日前市场的电能收入无法覆盖其成本，则可获得补偿。实时市场运行成本补偿是指对符合条件的机组在实时市场进行成本补偿，以弥补其成本和收入的差异。机会成本补偿是指发电机在实时市场中，由于约束等原因的影响按照调度要求降低负荷，对该机组损失的机会成本进行补偿。机会成本补偿包括辅助服务机会成本和调度干预机会成本两类，补偿思路为保证其正常参与电能市场的利润。 1.3 当前电价体系的一些问题和举措 1.3.1 我国发电侧、用电侧市场空间不匹配电力市场空间与与发用电计划放开情况密切相关。各省经营性发用电计划均存在较大差异，优发电量普遍大于优购电量。根据相关政策，居民、农业、重要公用事业及公益性用电为优先购电用户，不参与市场化交易，由电网企业按照政府定价保障供电。优先发电主要保障清洁能源消纳、机组供热和安全运行所需的调节性发电、跨省跨区资源配置等需求，定价方式包括政府定价（保量保价）和市场化定价（保量竞价）。从全国看，目前优先购电占用电比例接近 34，用户侧市场空间约为 54（不含网损、厂用电，合计 12）；优先发电在发电侧占比约为 66，其中保量保价 61，发电侧放开空间 37，与用电侧相差 17。图 3 用电侧市场空间图 4 发电侧市场空间资料来源第三方数据，长城证券研究所资料来源第三方数据，长城证券研究所已开发 , 39 待开放 , 27 农林牧渔 , 2 城乡居民 , 18 重要工业事业及公益性用电 , 14 政府定价 , 34 市场化 , 32 保量竞价 , 5 清洁能源 , 23 跨省送电 , 15 民生保障和系统性安全 , 25 保量保价 , 63 下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 10 请参考最后一页评级说明及重要声明 1.3.2 政府定价与市场竞价双轨制长期存在在发售电环节，价格以省级电网为单位核定，居民农业等优先购电、部分优先发电实行政府定价；经营性用户、其他发电电价由市场交易形成。此外，我国长期对居民、农业用电实施政策性交叉补贴。电力交易形成的用户电价由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分构成。其中市场交易价格包括买卖双方按市场规则交易形成的电量电价；包括电力系统调频、调压、旋转备用、黑启动等辅助服务费用；容量补偿费用、必开机组等市场运营中的公共成本。计划与市场长期并存的格局决定了电力市场需要统筹处理优先发用电计划与市场交易的关系，合理解决优发优购在电量和电力曲线方面的匹配问题，还需要建立价格和不平衡费用的疏导机制。 1.3.3 现货市场较中长期市场价格偏低 2019 年以来，各现货试点省相继启动了结算试运行，普遍存在现货市场电价偏低的情况。山西 2020 年 8 月份现货市场电能量电价 149.6 元 /兆瓦时，为中长期合同平均电价 296 元 /兆瓦时的 51；山东 5 月 16-19 日现货市场电能量电价 204.3 元 /兆瓦时，为中长期合同平均电价 382.2 元 /兆瓦时的 53；广东 8 月份现货市场电能量电价 192.1 元 /兆瓦时，为中长期合同平均电价 407 元 /兆瓦时的 47；浙江 7 月份现货市场电能量电价 210.2 元 /兆瓦时，为中长期合同平均电价 407.2 元 /兆瓦时的 52。图 5 现货市场较中长期市场价格偏低（ 2020 年数据）资料来源第三方数据，长城证券研究所现货市场结算试运行出清电价普遍低于中长期合同电价，主要存在以下原因标杆电价与现货市场价格成分差异。现行中长期交易价格是在标杆电价基础上的让利，一定程度体现发电企业容量成本、辅助服务成本等。而现货市场价格是基于机组边际成本形成的，不包含容量成本、辅助服务成本等，这种成分的差异，是出现“价格倒挂” 现象的客观理由。市场供求关系的体现。山东、广东、浙江等受端省份受外来电、新能源等边界条件的有形约束下，用省内系统负荷扣除外来电、新能源等不参与市场竞价机组出力曲线后，所 50.53 53.46 47.20 51.62 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 中长期价格（元 /兆瓦时）现货价格（元 /兆瓦时）占比下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 11 请参考最后一页评级说明及重要声明形成的竞价空间直接影响市场价格。在竞价空间小的条件下，发电企业首段报价为最低限价以保障机组开机，二段以后报价不能有效出清，形成低价。因此，广东、浙江虽是 7、 8 月传统大负荷期间进行结算试运行，但受水电大发的影响，造成省内市场供大于需，压低市场价格（浙江 5 月结算试运行外来电少，现货市场平均价格达 370 元 /兆瓦时左右）。规则设计不完善。山西省则因现货市场保留调峰市场，市场规则中限制首段为 50额定出力， 50以下不报价，在系统需求不高的时候往往失去定价机组，使系统出现低价。山西目前正开展结算试运行，因修改规则，取消调峰市场，市场均价有明显提升。用户侧暂未参与市场结算。浙江 7 月结算试运行用户侧暂未参与，为发电侧单边“零和” 游戏，无法有效传导价格信号，进一步压低电价。此外，现货市场出清电价没有反映现货市场运行成本、辅助服务成本等。 1.3.4 举措发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制针对试点地区出现的问题，为加快放开优先发用电计划，有效引导电源投资，保障电力系统长期容量充裕性，国家发改委向各试点地区发布关于开展电力现货市场试点地区容量成本补偿测算及仿真工作的通知，对发电机组的有效容量、单位容量补偿电价和容量补偿费用结算机制进行测算，并进行模拟仿真计算。有效容量应按照机组类型核定，客观反映机组对电力系统最大容量需要的实际贡献，根据机组出力特性、厂用电率、燃料存储、枯水年来水、调节能力、检修停机、事故停机等因素进行折算；单位容量补偿电价根据电力现货市场满足未来三年可预见市场峰值负荷的边际机组之固定投资成本核定，或按照实际需要按年度制定；结算机制分为发电侧结算或用户侧结算。通知要求各地按照测算方案要求，利用 2019 年全年实际运行数据，外来电、新能源按照地板价参与现货市场，其余各类电源按照核定成本价进行仿真模拟出清来开展容量成本补偿测算，计算各类型电源现货市场收益情况，并根据各省发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素，确定容量补偿机制，将容量成本纳入市场运营公共服务成本，分摊至用户侧。 2. 什么是容量补偿电价 2.1 建立容量成本补偿机制的必要性风光大规模的并网需要足够的配套储能或者辅助能源才能保障电网的稳定性。为了实现碳达峰、碳中和目标，清洁能源将逐步成为我国的主力电源。根据能源局发布的关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知征求意见稿，到 2025 年我国风电、光伏发电量占比总发电量比将达到 16.5左右。根据国家发改委能源研究所等机构的预测，到 2050 年，我国光伏和风电的发电量占比将分别达到 39和 33。由于风光电源出力不稳定的特点，大规模风光装机接入电网需要配套储能或者辅助电源，在国家能源局印发的 2021 年能源工作指导意见中就明确提出要加强电力应急调峰能力建设。在储能实现大规模商业化运用前，参与调峰的火电机组容量决定了风光的并网装机规模。目前电化学储能成本较高，抽水蓄能对地理环境有要求，只有火电具有大规模调峰能力。下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 12 请参考最后一页评级说明及重要声明内蒙古能源局下发关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知，探索火电灵活性改造促进新能源高比例消纳的体制机制。根据文件，开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模，按照不低于改造后增加的调峰空间 50的比例配置给开展灵活性改造的企业，原则上新增的新能源规模不能超过火电灵活性改造后增加的调峰空间。我们认为在中短期内火电参与调峰的机组容量将直接决定我们接入电网的新能源装机容量。在火电机组大量承担调峰任务后，必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性。为了确保清洁能源的快速发展，未来火电的角色将由主力电源逐步变为以调峰、应急为主的辅助电源。当火电承担了更多的调峰任务后，其机组利用小时数必将持续下降，在现行的商业模式下，火电运营企业将出现大面积亏损。因此需要出台相应的容量成本补偿机制，保障火电企业正常的收益，以此维持其运营和投资的积极性，从而保障整个电网的运行稳定。 2.2 容量成本回收机制的选择合理的发电容量成本回收机制应该能够引导在适当位置建设适当类型和适当水平的发电容量，并且一个设计合理的机制应该能够降低相应能量市场所存在的风险和市场力。正如前文所归纳总结的，当前建立了竞争性电力批发市场的国家和地区所采用的容量成本回收机制大致可归纳为三类稀缺定价机制、容量市场机制以及容量补偿机制。三种机制各有优缺利弊及适用的条件。我国当前市场环境下，采用稀缺定价机制实现发电容量成本的回收可能会存在以下问题稀缺定价机制下监管难度较大、形成的投资环境具有高风险性、价格上限管制有可能背离机制设计的初衷。容量市场机制实现发电容量成本的回收也可能会存在一些问题系统预测能力不足、信息公开程度不高、市场管控能力不足。容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。在该机制下，由政府或监管机构根据负荷预测、对用户停电损失的评估、要求的系统可靠性水平和发电机组的可用性等因素，确定容量电价。发电企业按其装机容量或可用容量获得收入，所能引导出的装机容量大小由市场确定，成本由用户承担。实践中，容量补偿机制通常是在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。该机制具备较好的理论基础，国内外均有成功实践，可以促使发电企业保持机组的可用性，促进电能市场竞争，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。对比来看，结合我国国情及电力行业实际情况，容量补偿机制可能是我国在向现货市场逐步过渡阶段时，发电容量成本回收机制的较优方案。 2.3 容量补偿的具体实施方式容量补偿机制的基本思路为，由政府相关主管部门制定容量电价定价规则，充分考虑系统实际需求和发电机组实际发电能力来核算各台发电机组的可补偿容量，进行容量补偿。 2.3.1 容量电价和可补偿容量容量电价水平决定了对单位容量的补偿标准。经济学理论认为以边际成本来制定受管制行业的商品价格水平是一个完美的解决方案。发电边际容量成本是为了满足电力负荷微下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 13 请参考最后一页评级说明及重要声明增所需增加的最小的发电投资成本。显然，发电边际容量成本是一个长期边际成本，依据其定价是要以一个基于中长期负荷预测的、具有一定供电可靠性水平、年费用最小的电源扩展规划方案以及系统以最优方式运行为前提的。正因如此，采用这种方法制定的容量电价水平才能起到引导未来投资和资源优化配置的作用。具体到以边际成本法制定发电容量电价，需要首先确定系统的边际机组，再以此边际机组为基础确定系统的发电容量边际成本。图 6 容量电价计算资料来源长城证券研究所可补偿容量是指能够按照核定的容量电价水平获得补偿的发电容量。首先计算初始容量，再计算可调容量。机组的初始容量对应于峰值负荷期间机组可用容量对系统总容量的预期贡献。对于某个发电厂，还应充分考虑机组计划检修、厂用负荷以及一次能源供应等因素对发电机组可用容量的影响。确定可调容量后，为确定各机组的可补偿容量，需根据峰值负荷对各机组可调容量进行修正，并根据线路阻塞情况进行调整。该修正主要是根据系统峰值负荷对所有机组的可调容量按比例进行下调，使得修正后的所有机组可补偿容量总值与系统峰值负荷持平。图 7 峰值负荷修正可补偿容量资料来源长城证券研究所下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 14 请参考最后一页评级说明及重要声明 2.3.2 容量电费计算各发电机组依据制定的容量电价水平及各自的可补偿容量获得容量电费，当前国内市场一种可行的方式为（ 1）每年末，依据对当年市场供需的分析和下一年度的预测，选择边际机组，计算容量电价水平。（ 2）每年末，依据对下一年最大负荷（含备用等）的预测及各类机组可用性分析，计算各机组可补偿容量。（ 3）依据上述容量电价水平和系统总的可补偿容量预测，计算系统总容量电费，将该总容量电费计入销售电价，向各类终端用户收取。（ 4）在实际执行年的每月初，依据上月实际最大负荷（含备用等）及各类机组的实际可用性，计算各机组可补偿容量，乘以容量电价支付各机组上月容量电费。（ 5）每年末，将实际支付给各机组的容量电费与通过销售电价实现的容量电费之间的偏差在下一年度容量电费中统筹。 2.3.3 衔接问题在向全面竞争的电力批发市场发展的过渡阶段，部分保留的执行政府定价的 “计划电量 ” 承担着回收容量投资成本的重任。但是随着 “计划电量 ”占比的逐步缩减以及政府定价由 “标杆价 ”向 “基准价上下浮动 ”的演化，发电容量成本的回收失去了有效的渠道。容量补偿机制的实施将弥补这一缺失，承担起发电容量成本回收的重任。未来，在电力现货市场环境下，若建立了容量补偿机制，则电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制等一起构成了较为完备的电力市场价格体系。发电企业在电力批发市场的收入将主要由容量补偿收入、电能量市场收入以及辅助服务收入三部分组成。发电企业在不同机制下回收不同的成本，三者相互协调，互为补充。容量补偿机制通过对 “有用 ”发电容量提供经济补偿，帮助发电企业实现容量成本回收，引导发电容量有序投资，保障发电容量长期充裕。该机制由政府相关管理部门主导，更多的体现市场相关管理部门负有的保障市场长期稳定、安全运行的职责，并可将原有的 “单一制标杆电量电价 ”演变为 “标杆容量电价 ”，从而既能实现长期的容量规划目标，又能 “奖优罚劣 ”，约束成本，提高效率。该机制实施后，电能量市场的竞争将真正转变为短期边际成本的竞争，竞争形成的价格主要体现电力短期供需。此时，市场规则对电能量竞争价格的约束（上下限）以及发电企业的报价策略都应与实施容量补偿机制前有所区别，电能量市场价格上限将基于边际机组的变动成本确定。电能量市场价格相比于没有建立容量补偿机制前预计有所降低。电力辅助服务市场与容量补偿机制均有利于保障电力系统发电容量的充裕性，但二者在时间尺度上有所差别。电力辅助服务市场是为了保障电力系统短期（小时、日、周）可用调节容量的充裕性，而容量补偿机制是为了保障长期（年、多年）发电容量供应的充裕性。从发电企业生产经营的角度来看，电力辅助服务市场与容量补偿机制提供了不同成本的回收途径。发电企业通过电力辅助服务市场回收的成本应主要为提供辅助服务的下载日志已记录，仅供内部参考，请勿外传行业专题报告长城证券 15 请参考最后一页评级说明及重要声明变动成本、预留发电容量导致无法提供电能所带来的机会成本。发电企业通过容量补偿机制回收的成本主要为容量投资成本。在当前环境下，建立容量补偿机制可能会对现行的辅助服务市场（补偿）机制造成影响。调峰服务方面，各区域 “两个细则 ”对调峰服务进行考核时一般与机组上网电价挂钩，而政府制定的上网电价考虑了容量投资成本的回收，因此建立容量补偿机制后可能需要调整调峰服务的补偿标准和考核办法。冷备用方面，当前南方区域 “两个细则 ”将冷备用作为一项辅助服务品种，对发电企业容量成本回收起到了一定的作用，因此建立容量补偿机制后是否还将冷备用作为一项辅助服务品种需要进行研究。 3. 容量补偿电价的案例测算 3.1 山东省电力市场概况山东省电源结构以煤电为主。截至 2019 年底，山东省全口径发电装机容量 14044 万千瓦。其中，火电装机 10713 万千瓦，占比 76；风电 1354 万千瓦，占比 10；光伏 1619 万千瓦，占比 11；核电 250 万千瓦，占比 2；水电 108 万千瓦，占比 1。山东公司发电装机容量 2394 万千瓦，占省内总规模的 16.11。其中风电、光伏、火电分别为 167、 42 和 2185 万千瓦。图 8 山东省全口径发电装机容量占比情况图 9 山东省煤电装机分布情况（按容量等级划分）资料来源第三方数据，长城证券研究所资料来源第三方数据，长城证券研究所负荷特性及用电情况。 2019 年度，山东电网直调用电最高负荷为 7664.2 万千瓦。直调用电最低负荷为 5422.7 万千瓦。直调用电负荷最大峰谷差为 1775.4 万千瓦。 2019 年，山东全社会用电量 6218.72 亿千瓦时，其中第二产业用电量 4728.02 亿千瓦时，占比 76；第三产业用电量 707.57 亿千瓦时，占比 11.38；城乡居民生活用电量 698.21 亿千瓦时，占比 11.23。火电 76 水电 1 核电 2 风电 10 太阳能发