电力行业深度报告：电改的现在与未来，目前的形势和我们的任务

　　1.1.2 现货市场：提出较为前瞻 推进速度逐渐加快

　　现货市场试点早于双碳战略提出，具备高度前瞻性。2017 年 9 月国家发改委发布《关 于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出“加快探索建立电力现货交易机制，改 变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用”。 现货市场建设启动试点早于双碳战略，政策极具前瞻性以及连续性，是被市场忽视的新一 轮电改重大信号。 现货市场首批试点省份为南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四 川、甘肃等 8 个省份，要求 2018 年底前启动试运行。但实际情况却不甚理想，2018 年底 仅有 3 个省份启动试运行，其余 5 个省份到 2019 年 6 月底之前陆续启动试运行，比原计 划延迟约半年。 2020 年双碳目标提出后，现货市场开启加速。2021 年国家发改委发布《关于进一步 做好电力现货市场建设试点工作的通知》，再将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点，要求 2022 年 6 月底前启动试运行。整体来看第二批电力现 货推行阻力小于第一批，除上海外其余省份基本按期启动试运行，上海也于 2022 年 7 月 22 日启动了试运行。

　　优先购用电、中长期市场和现货市场组成了我国当前电力交易的最主要组成部分。电 力交易主要相关方包括电网、调度、电力用户、发电企业、交易中心、售电公司等。其中 电力用户直接或通过售电公司与发电企业在电力交易中心中交易，电网调度根据电网和机 组实际运行状态等给出交易中心约束条件，最终形成的交易结果成为电网调度的依据。电 网原则上不参与电力交易，只根据交易电量按规定收取输配电费。但我国当前电力交易还 不够成熟，有相当规模的用户通过电网进行代理购电，因此电网当前还担任一部分售电公 司职责。以上便构成我国当前电能量交易最基本的组成部分。 但是电网代购电只是作为到全面市场化交易的过渡。2022 年 5 月，湖南出台国内首个 电网代购电退出时间表，10 千伏以上存量大工业、一般工商业分别在 2023 年 1 月 1 日和 2023 年 5 月 1 日前直接进行市场交易，否则代购电价格将上涨 50%。这意味着电网代购 电机制最终将退出历史舞台。

　　1.2 辅助服务市场：种类逐渐丰富 费用逐渐向用户侧传导

　　辅助服务弥补电力交易不足，对保证电力系统稳定运行有重大意义。通过前面对于电 能量市场交易的机制以及实际情况来看，即使是实时现货市场，也会在 T-15min 刻完成， 而理论上直到实际用电那一刻前，都无法保证发电和用电需求不会发生变化，实际发电量 可能大于或小于用电量，而由于电力供需平衡对实时性要求极高，再进行电力交易去弥补 缺口已经不可能，因此还需要电网通过其他更快速的手段完成最终的平衡，在我国主要通 过辅助服务的调峰、调频、备用、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等完成，以上 辅助服务本质都是对电能量的实时控制。 而自动电压控制、调相、无功调节本质上是无功平衡，本文着重分析有功辅助服务。 黑启动是一种比较特殊的辅助服务，主要在电力系统大规模故障后启用，本文也不做分析。

　　1.2.1 调峰市场：短期有进一步扩大趋势

　　调峰辅助服务是我国当前占比最高同时也是相比其他国家最特殊的辅助服务类型。从 国家能源局公布的数据来看，调峰辅助服务的规模及占比快速上升。调峰辅助服务即根据 电力系统实际负荷的需要，根据电网调度指令调低部分机组的出力，同时对其给予一定的 补偿而带来的辅助服务。调峰辅助服务的功能与电能量市场类似，是适合非市场化情况下 的一种辅助服务机制。

　　短期来看调峰辅助服务规模有进一步扩大的趋势，各地均在出台辅助服务细则，增加 调峰辅助服务的补偿力度。目前各地辅助服务政策基本都会把火电调峰分为有偿调峰和无 偿调峰，火电出力高于一定范围后的调峰属于无偿部分，不会获得补偿，低于一定范围后 才会相应获取补偿。从各地新政策来看，除华北地区以 70%为界外，其余地区均在 50%左 右。 有偿调峰补偿费用除甘肃采用容量补偿外，其余均为积分电量补偿，以广东为例，实 际出力低于 50%才能获取调峰补偿，则 50%额定出力减去实际出力曲线在深度调峰时间段 内的积分即为可获取补偿的电量，并且根据火电机组实际调峰深度划分不同的档次，实际 出力越低，每度电获取的补偿越高。

　　至于调峰补偿费用，南方(以广东为例)补偿费用最高，30%~40%之间补偿费用为 792 元/MWh，0%~30%之间补偿费用则高达 1188 元/MWh，且为固定补偿，远高于其 他区域。华北地区则低于 70%就可以获得补偿，补偿起点较高。甘肃对于调峰补偿档位更 多，且调峰深度越深补偿力度越大，鼓励更为激进的灵活性改造手段。 甘肃省最大亮点是调峰辅助服务由电量交易转为调峰容量市场。上一版甘肃省《甘肃 省电力辅助服务市场运营暂行规则》(简称《暂行规定》)以及国内其他地方深度调峰辅 助服务多以电量交易为主。比如上一版甘肃省《暂行规则》在火电厂负荷率 40%至 50%之 间时报价上限为 200 元/MWh(最高档负荷率 0%到 20%之间上限为 800 元/MWh)，电 量交易一大问题在于调峰时长具有较大不确定性。本版《暂行规则》则直接改为调峰容量 时长，且容量需求由电网调度机构确定，并按月报价和交易，这意味着调峰容量需求只与 本月调峰容量需求最大的一天相关，而其他天数无论实际调用时长如何，都可以享受同样 补贴，如 40%至 50%负荷率，供热季补偿上限为 300 元/MW·日(与实际调用时长无关)。 此外本版《暂行规则》大幅提高了不同档次之间深度调峰补偿差距，非供热季最高档与最 低档可获取的补偿差距达到 18 倍(供热季为 12 倍)。上述规则对于火电灵活性改造的积 极性有较大正向影响：(1)调峰容量交易大大提高了火电厂深度调峰规模和收益的确定性; (2)深度调峰获取的补偿更高，鼓励更激进的灵活性改造方案。

　　为了促进新型储能的发展，各地也逐渐将储能纳入调峰市场。但各地对储能参与调峰 辅助服务的细则还是有比较明显的不同。不同于火电，储能调峰在不同出力水平时运行成 本、调节能力等均没有明显区别，因此对于储能参与调峰各地一般是统一的补偿标准。从 调峰补偿力度来看，南方区域补偿力度最大，广东省充电电量补偿高达 792 元/MWh，相 比之下华东区域仅 160 元/MWh。甘肃省采用与火电调峰补偿类似的容量补偿方式，但补 偿上限仅 0~300 元/MW·日，仅与供热期火电第一档相当，但甘肃省新型储能调峰具有最 高优先级，而在南方区域新型储能优先级则低于抽水蓄能。

　　但长期来看，《电力现货市场运行规则》(征求意见稿)提出探索电能量市场与调频、 备用等辅助服务联合出清，并加快辅助服务成本向用户侧合理疏导。部分地区已经明确在 电力现货市场开启时不启动调峰辅助服务市场，因此随着电能量市场逐渐完善，调峰辅助 服务最终会退出历史舞台。