1、 我国电力市场的架构、机制与投资机会 Table_Industry 电力行业 Table_ReportTime2022 年 03 月 20 日 2 证券研究报告 行业研究 专题研究报告 电力电力 行业行业 9号 院1号 楼 我国电力市场的架构、机制与投资机会我国电力市场的架构、机制与投资机会 2022 年 03 月 20 日 本期内容提要本期内容提要: : Table_Summary 核心提要核心提要：2021 年的缺电问题受到中央高度重视，要求运用市场化手段保障电力供应。电力市场化改革加速推进。展望 2022 年，第一批 8个现货试点市场有望全年连续运行，辅助服务市场有望加速建设，新一期（2
2、023-2025 年）输配电价将要核定。2022 年年有望有望继续出台重要继续出台重要电力市场政策，电力市场政策，其中其中发电运营商板块值得持续关注。发电运营商板块值得持续关注。 发电侧：发电侧：区分区分不同电源的不同电源的出力特性，出力特性，重视调节价值，重视调节价值，按照效果按照效果进行进行定定价。价。煤电： （煤电： （1）收益率有望上行。）收益率有望上行。现货市场反映煤电调峰价值；现货市场与中长期市场联动运行，中长期市场呈现金融化特征，煤电能够通过中长期市场锁定收益率下限，通过现货市场择机套利。辅助服务市场进一步体现煤电调频、备用等价值。 （2）新能源装机潜在增速或）新能源装机潜在增速
3、或更高。更高。电力系统调节能力日益稀缺，拥有调节性资源的企业更具拓展新能源项目优势。 水电水电&核电：核电： 年内或年内或难以难以进一步进一步提升市场化电量占比提升市场化电量占比和和电价水平。电价水平。一一是是工商业用户完全市场化后，交叉补贴缺口进一步增大， 低价水电、 核电是电源侧交叉补贴的重要来源， 进一步降低其计划电量存在压力； 二是二是经济下行压力下， 低价水电、 核电能够补贴电网企业代理购电用户（多为中小微企业） ，符合当前政策要求；三是三是既有定价下已能够获得合理收益，是否应进入市场获得更高收益，仍存争议。新能源发电：现货市场、辅助服务市场带来收益率下行风险（本质是新能源发电：现货
4、市场、辅助服务市场带来收益率下行风险（本质是新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费） ，但绿电市场带来环境溢新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费） ，但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。收益率。电量价值与环境价值分别独立定价或为较好模式，但目前绿电市场将两类价值合并定价，市场机制仍待理顺。 电网侧：电网侧： 煤电、 工商业用户全部入市， 导致电网企业购销价差进一步收窄，交叉补贴问题缺口问题凸显。今年输配电价核定过程中，或将涉今年输配电价核定过程中，或将涉及交叉补贴问题的解决，对工商业用
5、户、发电运营商可能产生影响。及交叉补贴问题的解决，对工商业用户、发电运营商可能产生影响。 用户侧：现货市场运行，酝酿用户侧蓝海市场。用户侧：现货市场运行，酝酿用户侧蓝海市场。仅有中长期市场时，售电公司为稳赚价差模式；现货市场与中长期市场联动运行后，售电公司转变为具有较高技术壁垒的 “保险公司” 模式， 缺乏电力市场专业能力的公司难以生存， 火电运营商在其中具有明显优势。 长远来看， 具有用户侧资源整合能力，能够建设虚拟电厂、综合能源系统的公司发展可期。 风险因素：风险因素：1、经济形势恶化，用电量增速明显下降，导致电力市场化改革减速；2、电价浮动范围难以完全放开，政策落地不及预期。 SWlWp
6、XaZiXvV9Y2X8Z6MbP9PnPrRpNsQjMrRnOiNtRmP9PpPvMMYnOoRvPpOvM 3 目 录 建立健全电力市场是建设新型电力系统的关键 . 4 1、传统电力系统主要考虑电量交易 . 4 2、新型电力系统考虑电量交易和调节能力交易 . 4 3、建设新型电力系统需要完善的电力市场作支撑 . 5 2021 年缺电加速电力市场化改革 . 5 全国统一电力市场体系的架构与机制 . 6 1、电能量市场：现货市场与中长期市场联动运行，充分反映调峰价值 . 8 2、辅助服务市场：调节成本逐步向用户疏导和新能源发电机组转移 . 10 对电力行业的影响及投资机会 . 12 风险因
7、素 . 13 表 目 录 表 1：本轮电力体制改革的重点任务 . 6 表 2：我国目前的辅助服务补偿方式 . 10 表 3：辅助服务管理政策变化 . 10 图 目 录 图 1：传统电力系统主要采用“源随荷动”的运行方式 . 4 图 2：新型电力系统主要采用“源网荷储互动”的运行方式 . 5 图 3：各类型电源发电量（亿千瓦时） . 5 图 4：各类型电源新增发电量（亿千瓦时） . 5 图 5：用户大量购买柴油发电机应对缺电问题 . 6 图 6：国常会要求运用市场化手段保障电力供应 . 6 图 7：全国统一电力市场体系 . 7 图 8：我国电力市场架构与电价体系. 8 4 建立健全电力市场是建设
8、新型电力系统的关键 1、传统电力系统主要考虑电量交易 传统电力系统传统电力系统中，中，发电侧发电侧可控性强，可控性强，用电侧用电侧波动较小，波动较小，主要采用“源随荷动”的运行方式主要采用“源随荷动”的运行方式。在发电侧，在发电侧，传统电力系统主要有火电、水电、核电三类电源，均具有可控性，其中火电、水电具有较强的调节能力；在用电侧在用电侧，工业用电占比较高，由于工业负荷较为稳定，因而整体用电负荷波动较小。基于此，传统电力系统能够通过调节电源的出力，追踪用电负荷变化，确保电力供需实时平衡，即“源随荷动” 。 调节能力较为充裕背景下，调节能力较为充裕背景下，电力交易主要考虑电量价值，电力交易主要考
9、虑电量价值，调节调节服务服务多无偿提供多无偿提供或简单结算或简单结算。2006 年 11 月，国家电力监管委员会印发的并网发电厂辅助服务管理暂行办法 （电监市场200643 号） ，一直使用至 2021 年。该文件提出， 并网发电厂提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等，该部分不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC） 、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等，该部分按照专门记帐、收支平衡、适当补偿收支
10、平衡、适当补偿的原则，建立补偿机制。 图图 1：传统电力系统主要采用传统电力系统主要采用“源随荷动”的运行方式“源随荷动”的运行方式 资料来源：信达证券研发中心 2、新型电力系统考虑电量交易和调节能力交易 新型新型电力系统中，发电侧可控性电力系统中，发电侧可控性减弱减弱，用电侧波动，用电侧波动加大加大，需要需要采用“采用“源网荷储互动源网荷储互动”的运行方式。”的运行方式。在发电侧，在发电侧，风电、太阳能发电占比逐渐提高，但由于其出力具有随机性、波动性、间歇性等特征，因而总体上发电侧出力的可控性在减弱、不确定性增强。在用电侧，在用电侧，两方面原因导致用电负荷波动性加大：一是一是第三产业、城乡居
11、民生活用电占比不断提高，二者的用电负荷曲线具有较高不稳定性，导致全社会用电负荷曲线波动加大；二是二是分布式电源快速增长，进一步加大净负荷曲线（负荷曲线减分布式电源出力曲线）波动。在发用电两侧波动性不断加大背景下，新型电力系统需要推进“源网荷储互动” ，以此实现电力系统供需的实时平衡。 调节能力调节能力愈发紧缺背景下愈发紧缺背景下，电力交易，电力交易同时同时考虑电量价值考虑电量价值和调节服务价值和调节服务价值。新型电力系统中，发用电两侧的波动性同时增大，调频、调峰、备用等调节服务需求明显增加。调节服务的供给是否充足，将直接关系到电力生产与消费能否顺利完成。因此电力交易在对电量进行定价的基础上，也
12、需要逐步对调节服务进行科学定价，激发电力系统内灵活性资源参与调节的动力。 5 图图 2：新型电力系统主要采用新型电力系统主要采用“源网荷储互动源网荷储互动”的运行方式”的运行方式 资料来源：信达证券研发中心 3、建设新型电力系统需要完善的电力市场作支撑 电力光速传输、实时平衡，在发用电两侧不确定性不断增强背景下，调节能力愈发稀缺。传统电力系统对调节服务主要采用政府定价、成本定价等方式，此类方法难以适应当前电力系统供需加快、加大波动的特征，并且容易产生社会福利损失。 因此因此建设建设新型电力系统新型电力系统亟需还原电力的商品属性， 以价格信号引导各类灵活性资源亟需还原电力的商品属性， 以价格信号
13、引导各类灵活性资源建设并建设并参参与系统调节。与系统调节。 2021 年缺电加速电力市场化改革 传统认识上，传统认识上， 一般选择一般选择电力供需宽松时期电力供需宽松时期作为电力体制改革的作为电力体制改革的窗口期。窗口期。 电力供需宽松时期， 政府定价 （标杆价等）水平高于市场定价水平。对于用户而言，进入电力市场能够享受降电价红利，更容易接受市场化改革；对于发电运营商而言，进入电力市场能够“以量补价” ，缓解经营压力。 但也但也形成了形成了“电改电改 = 降电价”降电价”预期预期，影响了改革向纵深推进，影响了改革向纵深推进。电力市场化改革本质上是还原电力的商品属性，使得电价能涨能跌，以此更好地
14、反映电力供需形势。但由于近年来社会舆论普遍认为电力供给过剩，不断要求通过加大市场化力度来压降电价，形成了电力市场化就是降电价的惯性思维，导致了电力供需形势逆转后，难以接受涨电价，一定程度上影响了电改推进。 图图 3：各类型电源发电量（亿千瓦时）各类型电源发电量（亿千瓦时） 资料来源: 中电联，信达证券研发中心 图图 4：各类型电源新增发电量（亿千瓦时）各类型电源新增发电量（亿千瓦时） 资料来源: 中电联，信达证券研发中心 本轮电力体制改革核心是要“管住中间，放开两头” ，本轮电力体制改革核心是要“管住中间，放开两头” ，推进对电力的市场化定价，推进对电力的市场化定价，建设与之相适应的电力市场是
15、建设与之相适应的电力市场是应有之义。应有之义。2015 年是近年来我国电力供需最为宽松的时期，2015 年 3 月 15 日中共中央印发关于进一步深化电力体制改革的若干意见 （中发20159 号） ，新一轮电力体制改革适时启动。其核心思想是“管住中间，放开两头” ：对于位于中间的输配电环节进行强监管，由于其具有自然垄断属性，因而输配电价仍由政府通过定期的成本监审进行合理定价；对于发电端和用电端，不再由电网企业进行统购统销，而是由两端进行市场化定价， 6 以此合理反映供需水平。 表表 1：本轮电力体制改革的重点任务本轮电力体制改革的重点任务 改革重点改革重点 主要内容主要内容 输配电价改革输配电
16、价改革 从“价差”模式到“顺价”模式、逐步理顺交叉补贴等 电力市场建设电力市场建设 构建电能量市场（中长期、现货市场） 、辅助服务市场等 电力交易机构组建和规电力交易机构组建和规范运行范运行 建立相对独立的电力交易机构，为电力系统提供公平高效的交易组织服务。近年来持续推进电力交易中心的股份制改造 有序放开发用电计划有序放开发用电计划 燃煤发电市场化、取消工商业目录电价（销售电价） 、实行电网企业代理购电等 售电侧改革售电侧改革 增量配电改革、推动市场化售电等 资料来源：关于进一步深化电力体制改革的若干意见，信达证券研发中心 2021 年年全国大范围缺电全国大范围缺电扭转了扭转了社会社会对于对于
17、电价电价只跌不涨的认识，成为只跌不涨的认识，成为加速加速电力市场化改革的催化剂电力市场化改革的催化剂。对于电力用户而言， 缺电直接影响企业订单交付， 通过采购柴油机进行发电的方式成本更高， 涨电价是更为经济可行的手段。对于监管部门而言，在电力供需紧张背景下，涨电价不仅能缓解煤电企业经营压力，使其有动力买煤发电，同时还能够抑制不合理的用电需求，缓解保供压力。进一步从各省情况来看，山西山西等现货市场较为完善地区，电价能够在较大范围内浮动，及时反映电力供需形势，缺电情况几乎未出现，已清晰显示出市场化手段对于电力保供的巨大支撑作用。 图图 5：用户大量购买柴油发电机应对缺电问题用户大量购买柴油发电机应
18、对缺电问题 资料来源: 证券日报，信达证券研发中心 图图 6：国常会要求运用市场化手段保障电力供应国常会要求运用市场化手段保障电力供应 资料来源: 人民网，信达证券研发中心 2021 年缺电至今，中央大力推动电力市场化改革向纵深推进年缺电至今，中央大力推动电力市场化改革向纵深推进，电力市场电力市场对于电力供需、不同类型电源对于电力供需、不同类型电源的的影响将影响将日益显现日益显现。2021 年 10 月，国家发改委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 （发改价格20211439 号） ，推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将市场交易电价浮动范围由-15%10%扩大至-20%20%，
19、同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 （发改体改2022118 号） ，提出全国统一电力市场体系到 2025 年初步建成、到 2030 年基本建成。 全国统一电力市场体系的架构与机制 全国统一电力市场体系可从两个维度进行划分全国统一电力市场体系可从两个维度进行划分。当前建设主要立足于省内层面， 以完善电能量市场为重点，并加当前建设主要立足于省内层面， 以完善电能量市场为重点，并加快推动辅助服务市场建设。快推动辅助服务市场建设。 （1）按区域划分，包括省间市场、省内市场两级按
20、区域划分，包括省间市场、省内市场两级。目前两级市场尚未实现联动运行，一般由省间市场先进 7 行供需出清，其出清结果作为省内市场的边界，然后省内市场进一步进行供需出清； （2）按市场类型划分，包括电能量市场按市场类型划分，包括电能量市场（中长期市场、现货市场）（中长期市场、现货市场） 、辅助服务市场、容量市场等、辅助服务市场、容量市场等。目前电能电能量市场量市场已具备较好的建设基础已具备较好的建设基础：中长期市场已在全国普遍建立；现货市场中，第一批 8 个试点地区（南方（以广东起步） 、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已开展了多轮长周期结算，第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽
21、宁、河南、湖北）正在加快建设。辅助服务市场随着 2021 年 12 月国家能源局修订发布的电力并网运行管理规定 （国能发监管规202160 号） 电力辅助服务管理办法 （国能发监管规202161 号） ，有望加速推进。容量市场亦逐步受到政策重视。 图图 7：全国统一电力市场体系全国统一电力市场体系 资料来源：国家发改委，信达证券研发中心 我国我国电力市场电力市场化化改革仍处于进行时，电力市场呈现双轨制特征。改革仍处于进行时，电力市场呈现双轨制特征。 计划轨：计划轨：沿用传统沿用传统的政府的政府定价体系，由电网企业统购统销定价体系，由电网企业统购统销。各省发改委核定不同电源的上网电价和面向不同用
22、户的销售电价，由位于中间环节的电网公司进行统购统销。在此过程中，通过人为降低农业、居民销售电价，同时提高工商业销售电价、降低部分电源的上网电价，实现交叉补贴。 市场轨：市场轨： （1）电能量市场中，电能量市场中，主要由工商业用户和煤电企业形成市场化电价。主要由工商业用户和煤电企业形成市场化电价。发改委核定电网输配电价，发电企业与工商业用户能够在政府设定的浮动范围内通过自主协商、 集中竞价等方式形成交易电价； 电能量市场按照交易的时间尺度，又可进一步分为中长期市场（日以上的交易尺度，包括年、月、周等）和现货市场（日前、日内、实时市场） ，其中中长期市场交易电量占比一般在 80%以上。 （2）辅助
23、服务市场中，）辅助服务市场中，成本由成本由电源端“零和博弈” ，逐步向用户疏导、向新能源发电电源端“零和博弈” ，逐步向用户疏导、向新能源发电等非可控等非可控机组转移。机组转移。 8 图图 8：我国我国电力市场架构与电价体系电力市场架构与电价体系 资料来源：国家发改委，信达证券研发中心 1、电能量市场：现货市场与中长期市场联动运行，充分反映调峰价值 我国各省已普遍构建了电力中长期市场，现货市场目前处于试点运行阶段。现货市场的出现，并非简单的、与中我国各省已普遍构建了电力中长期市场，现货市场目前处于试点运行阶段。现货市场的出现，并非简单的、与中长期市场并行关系，而是将与中长长期市场并行关系，而是
24、将与中长期市场联动运行期市场联动运行，对，对发电运营商的经营业绩产生显著影响发电运营商的经营业绩产生显著影响。我们通过一个例子阐述其主要运行机制： 假设：假设：煤电运营商 A 与电力用户 B 签订中长期合约，约定单价 0.5 元/kWh。其中燃煤发电固定成本 0.1 元/kWh，可变成本 0.25 元/kWh（对应 5500K 煤价 644 元/吨） 。 当无现货市场，当无现货市场，中长期市场独立运行时：中长期市场独立运行时：为执行电力中长期合约，须由 A、B 协商将其分解至每日的发用电曲线，此时 A 按照上述曲线进行发电。此时，中长期合约完全物理执行中长期合约完全物理执行，煤电收益锁定煤电收
25、益锁定，度电收益为 0.5 - 0.1（固定成本） - 0.25（可变成本） = 0.15 元/kWh。 但建立现货市场，但建立现货市场，与与中长期市场中长期市场联动运行时：联动运行时：为执行电力中长期合约，须由 A、B 协商将其分解至每日的发用电曲线。而此时上述曲线能否被 A 物理执行是不确定的，因为 A 当日的发电曲线取决于其在现货市场的报价。如果报价相对较低、被出清，则 A 能够按上述曲线发电；如果报价相对较高、未被出清，则 A 将无法按上述曲线发电，其发电不足部分由其他报价更低机组“代发” 。 当 A 物理执行发电曲线时，则收益锁定为 0.15 元/kWh； 当 A 非物理执行发电曲线
26、， 例如今日新能源机组 C 大发， 新能源在现货市场报价更低 （边际成本为 0） 、优先出清，则现货市场的出清机制使得 C 代替 A 发电， 满足 B 的用电需求。 假设现货市场电价低至 0.1元/kWh，则 A 关于中长期合约部分的度电收益为 0.5-0.1（固定成本）-0.1（C 代 A 发电费用）=0.3 元/kWh 0.15 元/kWh。可见现货市场现货市场与中长期市场联动与中长期市场联动运行，导致中长期市场运行，导致中长期市场的的电量收益不再锁定电量收益不再锁定。 基于上述运行机制，能够看到基于上述运行机制，能够看到现货市场与中长期市场联动运行现货市场与中长期市场联动运行将将产生产生
27、三方面影响：三方面影响： 一是一是中长期中长期合约合约呈现金融化特征呈现金融化特征。 现货市场的出清结果才是决定各类发电机组实际发电曲线的关键因素。 中 9 长期合约签订的电量，对于发电企业而言可以不物理执行，存在由边际成本更低的发电机组“代发”的可能性。 二是二是火电火电等可控机组将具备等可控机组将具备新的新的盈利模式盈利模式。 无风险套利：无风险套利：中长期合约锁定了火电等可控电源收益率的下限（煤价不变时） ；在现货市场中，火电等可控电源只需要按照合理的盈利水平报价， 如果新能源大发导致火电等可控电源报价未被出清， 则新能源将代替火电等可控电源发电，火电等可控电源将实现无风险套利。 风险套
28、利：风险套利：煤电运营商可以少签中长期电量，保存更多的机动发电能力。然后在用电紧缺、现货市场电价高时，释放发电能力，获取高电价。 三是三是从进行电力系统调节的视角来看，从进行电力系统调节的视角来看， 现货市场现货市场本质上本质上反映反映了了火电火电等可控机组的调峰价值。等可控机组的调峰价值。 在部分地区已构建的调峰辅助服务市场中，如遇新能源大发，则需要压低火电等可控电源的出力水平，同时给予其一定的经济激励。在现货市场中，通过市场出清机制，自动实现了新能源大发时刻火电等可控电源的出力压降，同时其能够通过上述无风险套利机制获得经济补偿。因此，现货市场本质上反映了火电等可控机组的调峰价值。随着现货市
29、场的大规模推开，火电等可控电源存在综合电价上行支撑；新能源作为非可控电源，面临收益下行压力。 从技术经济性上来看从技术经济性上来看，火电在现货市场更具优势。，火电在现货市场更具优势。 （1）从技术特性来看，火电是不受时间限制的从技术特性来看，火电是不受时间限制的“储能储能” 。随着新能源装机规模增长，日以上级别的新能源低出力” 。随着新能源装机规模增长，日以上级别的新能源低出力问题越发受到关注，而火电是解决这一问题的几乎唯一的手段。问题越发受到关注，而火电是解决这一问题的几乎唯一的手段。 电化学储能（电化学储能（适用于适用于日内调峰）日内调峰） ：目前 4 小时储能，只有在足够大的峰谷价差、每
30、天 2 充 2 放条件下，才能盈利；如要求其配置更多储能时长并降低其充放电频率，其成本将快速增长、收益率快速下行。 抽水蓄能（抽水蓄能（适用于日内、适用于日内、多日调峰）多日调峰） ：抽水蓄能受库容限制，一般能够储存 6-10 小时的电量，难以进一步增加。 火电（火电（调节能力调节能力不受时间限制）不受时间限制） ：火电出力可控，与一次能源（煤、气等）投入量有关，不受时间限制。 （2）从经济性来看，从经济性来看，现货市场推动各类储能同台竞争，火电调峰具有成本优势现货市场推动各类储能同台竞争，火电调峰具有成本优势。 无现货市场时：无现货市场时：用电侧和发电侧相对隔离，用户侧的峰谷价差由政府定价，
31、在一段时间内维持不变，难以反映电力供需形势的实时变化。在此基础上，用户侧电化学储能吃峰谷价差，能够稳定套利。有现货市场时：有现货市场时：在市场出清过程中，实际上实现了用电侧和发电侧的联动，用户侧峰谷价差将由现货市场确定。发电侧、电网侧、用户侧的各类调峰资源将存在直接竞争关系，峰谷价差将主要由成本最低的调峰资源获得。 按照每日按照每日 2 充充 2 放、每次充放电各放、每次充放电各 4 个小时测算个小时测算调峰成本：调峰成本：电化学储能约 0.5 元/kWh；抽水蓄能约 0.2 元/kWh；火电（灵活性改造）约 0.1 元/kWh，火电最具成本优势。 煤电煤电上网电量上网电量已完全市场化， 而已
32、完全市场化， 而水电水电和和核电核电还存在较多计划电量， 虽然还存在较多计划电量， 虽然在在 2021 年年市场化市场化电量占比有电量占比有超预期超预期提升，提升，但但我们认为我们认为进一步进一步提高提高或仍需或仍需时日。时日。 当前发用电两端市场化电量不相等，导致当前发用电两端市场化电量不相等，导致工商业用户中工商业用户中，由，由电网企业代理购电电价与直接进入市场用户电电网企业代理购电电价与直接进入市场用户电价存在差异价存在差异等问题等问题。用电侧工商业用户已完全进入市场，而发电侧煤电全部入市，水电、核电、新能源发电部分入市，我们测算用电侧市场化电量明显大于发电侧市场化电量。因此，由电网企业
33、代理购电部分的电量将一部分来自市场化电量、一部分来自计划电量。因此，若某地区未进入市场的低价电源（如水电、核电）多时，电网企业代理购电电价将小于直接进入市场用户电价；当未进入市场的高价电源（如气电）多时，电网企业代理购电电价大于直接进入市场用户电价。存在同样的市场化用户、但电价不同的问题。 10 长期来看，需要长期来看，需要理顺理顺上述问题，水电和核电的市场化电量有望进一步提升。上述问题，水电和核电的市场化电量有望进一步提升。将超出居民+农业+公益性事业用电量部分的发电量全部放开进入市场，实现计划轨和市场轨中发、用电量分别相等，能够解决上述问题。在此过程中，水电和核电有可能有更多计划电量转为市
34、场化电量。 但考虑到但考虑到交叉补贴问题交叉补贴问题未得到有效解决未得到有效解决，加之经济下行压力较大，需要支持小微企业发电，我们认为今年进加之经济下行压力较大，需要支持小微企业发电，我们认为今年进一步提高水电和核电市场化电量占比的可能性较低。一步提高水电和核电市场化电量占比的可能性较低。交叉补贴方面，交叉补贴方面，水电和核电作为低价电源，是发电侧交叉补贴的重要来源，当前交叉补贴缺口一再扩大，降低水电和核电的计划电量存在压力。支持小微企业发展支持小微企业发展方面，方面，中央要求给予小微企业电价优惠，或通过水电、核电的计划电量进行补贴。2021 年 11 月 22 日， 国务院办公厅关于进一步加
35、大对中小企业纾困帮扶力度的通知 （国办发202145 号）提出，鼓励有条件的地方对小微企业用电实行阶段性优惠。 2、辅助服务市场：调节成本逐步向用户疏导和新能源发电机组转移 先前先前，辅助服务辅助服务费用的征收与补偿机制近乎费用的征收与补偿机制近乎电源端电源端的的“零和博弈”“零和博弈” 。根据并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场200643 号）要求，辅助服务费用的来源分为两种，一是辅助服务的考核费用+按统一标准由并网发电厂分摊，二是仅包括辅助服务的考核费用，因此本质上都是电源端的“零和博弈” 。 表表 2：我国目前的辅助服务补偿方式：我国目前的辅助服务补偿方式 补偿方式补偿方式 主要内
36、容主要内容 1 按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊。 2 将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。 注：相关考核费用包括辅助服务的考核费用、非计划停运的考核费用、日发电计划偏差的考核费用。 资料来源：并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场200643号），信达证券研发中心 未来未来，辅助服务成本将逐步向用户疏导、向新能源发电机组转移。辅助服务成本将逐步向用户疏导、向新能源发电机组转移。2021 年 12 月，国家能源局修订发布的电力并网运行管理规定 （国
37、能发监管规202160 号） 电力辅助服务管理办法 （国能发监管规202161 号） ，替代发电厂并网运行管理规定 （电监市场200642 号） 并网发电厂辅助服务管理暂行办法 （电监市场200643 号） 。本次政策调整的主要变化在于覆盖更广、品种更细、强化竞争、收支合理，重在理顺补偿方式与分摊机制，向用户侧和新能源发电分摊传导，据实差异化补偿/分摊。 按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁提供、谁获利；谁受益、谁承担谁承担”的原则。 根据其提供电力辅助服务的种类和性能， 或对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况， 制定差异化差异化补偿或分摊标准补偿或分摊标准。 固定补偿方式按“补偿成本、合
38、理收益”的原则确定补偿力度固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制通过市场化竞争形成价格的原则。 为电力系统运行整体服务的电力辅助服务， 补偿费用由发电企业、 市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。 逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制逐步建立电力用
39、户参与的电力辅助服务分担共享机制， 根据不同类型电力用户的用电特性， 因地制宜制定相应分担标准。 表表 3：辅助服务管理政策变化辅助服务管理政策变化 变化领域变化领域 2006 版要求版要求 2021 版要求版要求 11 扩大辅助扩大辅助服务主体服务主体 范围：范围： 并网发电厂 层级：层级： 省级及以上电力调度交易机构及其直接调度的并网火力、水力发电厂 范围：范围： 火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体发电侧并网主体 电化学、压缩空气、飞轮等新型储能新型储能 传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可可调节负荷调
40、节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合） 层级：层级： 适用于省级及以上电力调度机构调度管辖范围内的并网主体。 省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体视其对电力系统运行的影响，可参照执行。 规范和扩规范和扩大辅助服大辅助服务分类和务分类和品种品种 一 次 调 频 、 自 动 发 电 控 制（AGC） 、 调峰、 无功调节、 备用、黑启动服务等 有功平衡服务有功平衡服务：调频（一次调频和二次调频） 、调峰、备用、转动惯量、爬坡等 无功平衡服务无功平衡服务（电压控制服务） ：自动电压控制（AVC） 、调相运行等 事故应急及恢复服务事故应急及恢复服务：稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务
41、 鼓励市场鼓励市场化方式提化方式提供有偿辅供有偿辅助服务助服务 分为基本辅助服务（并网主体义务提供，无补偿）和有偿辅助服务 基本辅助服务：一次调频、基本调峰、基本无功调节等 有偿辅助服务：自动发电控制（AGC） 、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等 分为基本电力辅助服务（并网主体义务提供，无补偿）和有偿电力辅助服务 有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供 鼓励鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体 理顺补偿理顺补偿方式与分方式与分摊机制摊机制 电源端零和博弈电源端零和博弈 各区域根据电网实际情况，选择一种有偿辅助服务补偿方式：
42、（1）按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊； （2）将相关考核费用（包括辅助服务的考核费用、非计划停运的考核费用、日发电计划偏差的考核费用）按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。 按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定各类电力辅助服务品种、补偿类型并制定具体细则。 并网主体参与有偿电力辅助服务时，应根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制
43、定型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准差异化补偿或分摊标准。 固定补偿方式固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成市场化竞争形成价格的原则。 为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，
44、补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。 现货市场现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种货市场并行的调峰辅助服务品种。 逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制，根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定相应分担标准。 跨省跨区送电配套电源机组跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务送端或受端电网参与电力辅助服
45、务。 资料来源：国家能源局，信达证券研发中心 我们认为辅助服务市场将产生五方面影响：我们认为辅助服务市场将产生五方面影响： （1）利好火电）利好火电。一是“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则下，火电分摊的辅助服务费用将下降，获得的一是“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则下，火电分摊的辅助服务费用将下降，获得的服务收益将提高。服务收益将提高。 先前， 辅助服务是电源端的零和博弈， 即未提供服务的机组向提供服务的机组支付费用； 当前，辅助服务费用逐步向用户侧、新能源发电机组转移。二是扩大火电辅助服务的范围。二是扩大火电辅助服务的范围。辅助服务新增转动惯量（主 12 要由火电、水电、核电等同步机
46、组提供） 、稳定切机服务等辅助服务新品种。 （2）利好用户侧电力数字化（虚拟电厂等）利好用户侧电力数字化（虚拟电厂等） 。一是一是明确了用户侧资源的市场主体地位。先前用户侧资源难以接入电网调度系统，更无法参与辅助服务，当前政策要求下，上述壁垒有望加速破除。二是二是除了常规调频外，新增的“稳定切负荷服务” ，扩大了对用户侧灵活性资源的需求，有望提高其服务收益。 （3）利好电化学储能，但）利好电化学储能，但程度可能有限。程度可能有限。本次政策明确了储能的市场主体地位，新增爬坡等辅助服务品种，有利于发挥电化学储能快速调节优势。但电化学储能已在部分省份参与辅助服务市场，且获得了较高收益，市场对其发展已
47、有较高预期。 （4）利好抽水蓄能，但）利好抽水蓄能，但 2021 年年 4 月出台的两部制电价机制已反映其辅助服务价值，本次政月出台的两部制电价机制已反映其辅助服务价值，本次政策影响有限策影响有限。抽水蓄能是重要的辅助服务提供主体。但根据 2021 年 4 月印发的关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格2021633 号） 文件要求，已为抽水蓄能机组设置了两部制电价机制，其中容量电价体现抽水蓄容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、 调压、 系统备用和黑启动等辅助服务的价值能电站提供调频、 调压、 系统备用和黑启动等辅助服务的价值， 电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。本次辅助服
48、务政策调整，短期内将难以对抽水蓄能电站收益产生明显影响。 （5）新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大）新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大。辅助服务机制下，新能源发电机组出力难以控制，因而分摊的辅助服务费用将有所扩大， 收益率存在下行压力； 但可以通过绿电市场， 寻求环境属性溢价， 提升收益率水平。 对电力行业的影响及投资机会 2021 年的缺电问题受到中央高度重视， 要求运用市场化手段保障电力供应， 实现了电力市场化改革向纵深推进。展望 2022 年，第一批 8 个现货试点市场有望全年连续运行，辅助服务市场有望加速建设，新一期（2023-2025年）输配电价将要核定，交叉补贴等机制有望逐
49、渐理顺。2022 年年有望有望继续出台重要继续出台重要电力市场政策，电力市场政策，其中其中发电运发电运营商板块值得持续关注。营商板块值得持续关注。 发电侧：区分发电侧：区分不同电源的不同电源的出力特性，出力特性，重视调节价值，重视调节价值，按照效果按照效果进行进行定价。定价。 煤电： （煤电： （1）收益率有望上行。现货市场反映煤电调峰价值；）收益率有望上行。现货市场反映煤电调峰价值；现货市场与中长期市场联动运行，中长期市场呈现金融化特征，煤电能够通过中长期市场锁定收益率下限，通过现货市场实现调峰收益。辅助服务市场辅助服务市场进一步体现煤电调频、备用等价值。 （2）新能源装机潜在增速或更高。）
50、新能源装机潜在增速或更高。电力系统调节能力日益稀缺，拥有调节性资源的企业更具拓展新能源项目优势。 水电水电&核电：核电：年内或年内或难以难以进一步进一步提升市场化电量占比提升市场化电量占比和和电价水平。电价水平。一一是是工商业用户完全市场化后，交叉补贴缺口进一步增大，低价水电、核电是电源侧交叉补贴的重要来源，进一步降低其计划电量存在压力；二是二是经济下行压力下，低价水电、核电能够补贴电网企业代理购电用户（多为中小微企业） ，符合当前政策要求；三是三是既有定价下已能够获得合理收益，是否应进入市场获得更高收益，仍存争议。 新能源发电新能源发电：现货市场、辅助服务市场带来收益率下行风险现货市场、辅助
51、服务市场带来收益率下行风险（本质是新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费） ，但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。，但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。 电网侧电网侧：煤电、工商业用户全部入市，导致电网企业购销价差进一步收窄，交叉补贴问题缺口问题凸显。今年输配电价核定过程中，或将涉及交叉补贴问题的解决，对工商业用户、发电运营商可能产生影响。 用户侧：现货市场运行，酝酿用户侧蓝海市场。用户侧：现货市场运行，酝酿用户侧蓝海市场。仅有中长期市场时，售电公司为稳赚价差模式；现货市场与中长期市场联动运行后，售电公司转变为具有较高技术壁垒的“保险公司”模式，缺乏电力市场专业能力的公司难以生存，火电运营商在其中具有明显优势。长远来看，具有用户侧资源整合能力，能够建设虚拟电厂、综合能源系统的公司发展可期。 13 风险因素 1、经济形势恶化，用电量增速明显下降，导致电力市场化改革减速； 2、电价浮动范围难以完全放开，政策落地不及预期。
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