2022年电力行业市场现状及产业链分析 波动性可再生能源比例提高增加电网调节能力需求

1、 波动性能源带来的电力安全稳定挑战

1.1、 电力商品的特殊性

电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩 溃，乃至大停电。电力市场相较于普通商品市场具有显著的特殊性：（1）无仓 储性：生产、交割和消费几乎同时完成，交割速度远快于一般商品；（2）同质 性：不带有任何生产者的标识，电能实际生产和消费过程中不存在对应性；（3） 可预测性：电能需求在较长周期内会以日或周为单位呈现周期性波动；（4）生 产资料和生活资料的双重属性：既关系国计，又关系民生。电力市场服务具有广 泛性及其产品的不可替代性，电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性， 既要遵循市场规律，又要顾及社会承受能力。

系统停电、缺电、限电是短时电力不平衡的一个重要表征因素。受设备故障、停 运检修、功率大规模波动等影响，当系统发电容量或输电容量不能满足负荷需求 时，若没有灵活性的资源进行调节补充，便会造成系统停电，严重时有可能造成 系统性的大停电事故，如 2021 年 2 月中旬，美国得克萨斯州受极端寒冷天气影 响，电力供需严重失衡，电力现货价格暴涨，发生大面积、轮流停电事故；又如 2021 年 7 月后，中国大陆局部地区电力缺口问题开始逐渐显现，自 2021 年 9 月 24 日开始，中国大陆多个省份开始出现大规模限电状况，其中以中国东北地 区的辽宁、吉林、黑龙江三省尤为严峻。

1.2、 高比例可再生能源加大电网可靠性压力

长时间来看，新能源发电可以满足电量平衡需要，但由于出力波动，在短时内无 法满足电力平衡需要。新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点， 为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战。由于新能源机组出力具有间歇 性，同样容量的新能源机组与常规火电或水电机组带负荷的能力并不相同，因此 电力系统充裕度分析中新能源容量无法与常规机组同等对待。以风电为例，风电 可信容量指等可靠性前提下风电机组可以视为的常规机组容量大小，风电容量可 信度为其可信容量占其装机容量的比例，根据王彤等对南网的可靠性评估结果， 南网 2020 年风电的容量可信度在 0.67%~18.75%之间。而方鑫等人在《并网光 伏电站置信容量评估》一文中测算，光伏的容量可信度在 54%~56%之间。

系统灵活运行能力是电力系统转型的核心。灵活性用于衡量电力系统管理供需波 动性和不确定性的能力，随着波动性可再生能源的日益增长，系统灵活运行能力 变得更加重要。（1）波动性是可再生能源发电企业的固有属性，最大发电量随 气候状况波动，对波动的预测准确性取决于预测时间；（2）波动性可再生能源 占比大小，影响了电力系统转型不同阶段对系统灵活性的部署需求；（3）灵活 性要求在不同时间范围内存在较大差异。

波动性可再生能源并网会对电力系统产生多种影响。这些影响并非突然出现，而 是随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多。2021 年风电、光伏发电量 9785 亿千瓦时，占全社会用电量的比重首次突破 10%，达到 11.7%，已进入第 3 阶段，有些省份已经进入第 5、甚至第 6 阶段，对系统灵活性的要求不断提高。 第 1 阶段：已部署第一批波动性可再生能源发电厂，但对系统基本没有影响；只 会造成极少的局部影响，例如在发电厂的并网点。 第 2 阶段：随着波动性可再生能源发电厂数量的增加，负荷与净负荷之间的变化 日益明显。改进系统运行方式以更充分地利用现有系统资源，通常足以满足系统 并网要求。

第 3 阶段：供需平衡难度更大，需要系统性地提高电力系统灵活性，现有设施和 改进运行方式难以满足这一要求。 第 4 阶段：在某些特定时段，波动性可再生能源发电量足以提供系统大部分电力 需求，电力系统在系统受到扰动后迅速响应的方式发生变化。可能涉及到规则调 整，使波动性可再生能源发电也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。 第 5 阶段：波动性可再生能源发电量经常超过电力需求，如果没有额外处理方式， 将导致出现净负荷的结构性过剩，增加弃电风险。（1）将用电需求向波动性可 再生能源发电量较高的时期转移；（2）通过电气化创造新需求；（3）增加与 相邻系统的电力交换。 第 6 阶段：提高波动性可再生能源占比的主要挑战是：在风能和太阳能可用率持 续较低时（比如数周）如何满足电力需求，以及供应不易于电气化的应用需求。 因此，这个阶段需要季节性储能，以及应用氢等合成燃料。

1.3、 电力市场改革体现电力发展周期

电力作为特殊的商品和生产要素，具有时间价值和空间价值。（1）电力具有时 间价值：一天内不同时刻负荷大小不同，负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时 刻发电成本低，分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格；（2）电力具有空 间价值：不同地区电力资源供求关系不同，负荷中心发电资源稀缺，发电成本高， 电源中心发电资源富裕，发电成本低，节点/分区电价反应不同地区的边际机组 发电价格。

电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用, 经济发展放缓、电力行业产能过 剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。 第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。20 世 纪 80 年代，中央政府财政资金并不充裕导致电力投资严重不足，第三方被允许 投资发电项目。中央政府于 1987 年开始实施“三公”调度原则，以确保电力调 度的“公开、公平、公正”。 第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。1997 年，为减少政府干预经济，电力行业的大部分资产都从电力工业部转移至新成立 的国家电力公司。

第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改 革。2002 年，《电力体制改革方案》（中发[2002]5 号文件）发布，实现“厂 网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。 第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次 电力体制改革迎难而上。2015 年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发[2015]9 号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管 住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。 第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全国统一电力市 场建设正式启动。2021 年 10 月，《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〔2021〕1439 号）发布，燃煤发电量全部进入电力市 场、工商业用户全部进入电力市场。2022 年 1 月，《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〔2022〕118 号）印发，明确到 2025 年， 全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、 联合运营；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围 内得到进一步优化配置。

2、 电力市场是优化资源配置的选择

2.1、 电力市场构成

电力市场体系包括市场主体、交易对象、交易类型、价格形成机制等方面，电力 市场的各子市场相互联系、相互制约，共同形成合力，推动整个能源电力经济的 发展。电力市场体系中各类市场的划分有不同的维度，一般有交易数量和额度、 市场性质、交易品种、时间、竞争模式等维度。从交易品种维度，电力市场划分 为电能量市场、容量市场、辅助服务市场和输电权市场，从时间维度，电力市场 又可以划分为电力现货市场和中长期市场。

电力市场的交易结构由垂直一体化向“管住中间、放开两头”转移。第一阶段： 纵向一体，电力工业实行发供用一体化管理，不区分上网电价和输配电价。政府 分类制定对用户的销售电价。第二阶段：单一买方，厂网分开，发电环节以标杆 电价为核心的政府定价体系；销售环节目录销售电价，完善分时、两部制电价等 制度；电网通过销售电价与上网电价之差补偿成本。第三阶段：趸售竞争，建立 独立输配电价机制，逐步放开上网电价、销售电价。第四阶段：零售竞争，发电 侧燃煤电量全部进入市场，销售侧全面取消目录销售电价，10kV 以上用户全部 进入电力市场。

电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价 交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。集中竞价交易指设置交易报价提交截 ⽌时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统 一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合交易是指在规定的交易起⽌时间内， 市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优 先的原则进行滚动撮合成交。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电 量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布邀约，由符合资格要求的另一方提 出接受该邀约的申请。集中竞价交易的市场出清价格，按买卖双方报价排序，以 社会福利最大化的原则出清，即买方价格由高至低、卖方价格由低至高的顺序优 先交易。

2017-2021 年，中国市场交易电量呈上升趋势。据中国电力企业联合会统计， 2021 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时， 同比增长 19.3%，占全社会用电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点。省 内交易电量（仅中长期）合计为 30760.3 亿千瓦时，省间交易电量（中长期和 现货）合计为 7027.1 亿千瓦时。2017-2021 年期间，市场交易电量复合增长率 23.3%。

以 PJM（PJM 是美国最大的区域电力市场运营商）电价构成为例，其 2012 年 的平均电价为 47.78 美元/MWh，其中电能费用为 35.23 美元/MWh，占电价的 73.7%；容量费用为 6.02 美元/MWh，占电价的 12.6%；输电费用为 4.71 美元 /MWh，占电价的 9.9%；运行备用、调频、无功分别为 0.75 美元/MWh、0.25 美元/MWh、0.35 美元/MWh，占电价的 1.6%、0.5%和 0.7%。

销售电价分类别核定，主要包括大工业、一般工商业、居民生活和农业生产四类。 销售电价的定价机制又可分为分时电价、阶梯电价、两部制电价三类，其中分时 电价体现电力的时间价值，包括峰谷电价、季节电价、丰枯电价（指水电），电 力紧缺时电价高、电力富裕时电价低；阶梯电价引导居民建立节约消费，根据累 计电量大小分阶段实行不同的电价标准，累计电量越大、电价标准越高；两部制 电价体现电力投资的合理性，在电量电价之外，按用电设备容量或最大需量另外 收取一部分电费，避免“大马拉小车”，从而节约用电、提高设备利用率。

2.2、 现货市场

电力现货市场是发现电力价格、激励响应的核心环节。电力现货市场主要可开展 日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展 备用、调频等辅助服务交易。日前市场于运行日前一日以天为时段组织交易的电 能量市场，日内市场是日前市场关闭后，市场成员进行发用电计划微调的平台， 实时市场是实际运行前 5-15 分钟组织的电力实时交易平台。

现货市场可发现电力实时价格，准确反映电力供需。日前、实时现货价格可及时、 准确发映供需形势和发电侧成本变化，为中长期交易价格提供参考，有助于能源 行业上下游价格传导。以山西现货市场电力交易为例，2021 年 9 月、2021 年 12 月、2022 年 1 月、2022 年 3 月期间，实时市场与日前市场的平均上网电价 分别为 353.29 元/MWh 和 353.40 元/MWh，但实时成交均价与日前成交均价表 现出明显的波动性，如 2021 年 9 月 19 日的日前成交均价为 935 元/MWh，而 实时成交均价仅 517 元/MWh，实时电价下浮 44.7%;而 2022 年 3 月 1 日的日前 成交均价为 154 元/MWh，实时成交均价 407 元/MWh，实时电价上浮 164.3%。

广东现货市场日前成交价较燃煤基准价平均上浮 21.5%、实时成交价较燃煤基 准价平均上浮 24.2%。以 2021 年 11 月至 2022 年 4 月广东现货市场交易数据 统计分析，6 个月的日前成交均价为 562.4/MWh、实时成交均价为 575.1/MWh， 日前市场与实时市场成交均价相近，均高于燃煤基准价（463 元/MWh）。日前 成交电价与实时成交电价表现出明显的波动性，日前市场成交均价较燃煤基准价 最高上浮 85%、最高下浮 55%；实时成交均价较燃煤基准价最高上浮 103%、 最高下浮 40%。

电力现货交易促进新能源消纳。可再生能源出力存在不确定性，由于负荷不会发 生剧烈变化，当可再生能源大发时，需要以火电为主的机组降低自身出力，为可 再生能源让出发电空间。然而，由于火电存在最小出力的限制，同时火电也无法 实现迅速停机，因此能够出让的发电空间有限。若出让的发电空间小于新能源增 加的发电，则会造成新能源的弃置情况。现货市场利用价格信号挖掘发用两侧调 节能力，提升新能源消纳空间，在新能源大发期间，现货市场价格下降直至为零， 引导火电机组主动停机或降低出力下限，将发电空间让给新能源，用户侧及时根 据价格信号调整用电习惯，释放用户侧调节空间。（报告来源：未来智库）

2.3、 中长期电力市场

中长期电力市场占市场化交易电量的主体部分。电力中长期市场指符合准入条件 的发电厂商、电力用户、售电公司和独立辅助服务提供主体等市场主体，通过双 边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批 发交易。根据国家发展改革委员会、国家能源局 2020 年发布的《关于做好 2021 年电力中长期合同签订工作的通知》，对中长期合同签订提出“六签”要求，其 中“全签”、“长签”明确表示，用户签约电量不低于上一年实际用电量的 95% 或前三年用电量平均值，生产经营调整较大的用户可适当放宽至不低于 90%， 并鼓励签订 2~3 年甚至更长周期的合同。

广东市场中长期交易电量占比提高。根据广东电力交易中心数据显示，2021 年 12 月，发电侧中长期交易电量 179.4 亿千瓦时，占市场总交易电量的 49%，现 货交易电量 57.7 亿千瓦时，占市场总交易电量的 16%，中长期、现货交易电费 109.6 亿元，占总交易电费的 60%。用户侧中长期交易电量 179.4 亿千瓦时，占 总交易电量的 76%，现货交易电量 57.7 亿千瓦时，占总交易电量的 24%。2022 年 4 月，发电侧中长期交易电量 183.2 亿千瓦时，占市场总交易电量的 66%， 现货交易电量 6.7 亿千瓦时，占市场总交易电量的 2%，中长期、现货交易电费 95.4 亿元，占总交易电费的 60%。用户侧中长期交易电量 183.2 亿千瓦时，占 总交易电量的 96%，现货交易电量 6.7 亿千瓦时，占总交易电量的 4%。

2.4、 辅助服务市场

辅助服务是电力系统灵活性的内在需求。辅助服务是为维护电力系统的安全稳定 运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营 企业和电力用户提供的服务。从功能的角度区分，电力辅助服务主要分为有功功 率平衡服务、无功功率平衡服务、事故恢复服务三类，有功功率平衡服务主要包 括调频、备用等，调峰是一种特殊的有功功率服务，是过渡期的服务品种；无功 功率服务主要为无功功率调节、电压支撑；事故恢复服务主要是指黑启动。

电力辅助服务与现货市场具有功率互补性。从保障发用电功率实时平衡的角度， 备用辅助服务市场是保证电力日内实时平衡市场电能量供应充裕性的机制，调频 辅助服务市场是保证实时平衡市场闭市后偏差电量平衡的机制。考虑到系统负荷 存在不确定性，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；除备用外， 机组出力还需随电力系统的负荷波动而快速调整，这项服务称为调频辅助服务。

电力辅助服务的补偿定价机制向“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”发展。电 力辅助服务市场与电力现货市场密切联系，辅助服务欠补偿会造成电力灵活性资 源短缺，进而可能造成电力现货市场供不应求、价格高涨、供电可靠性降低，也 可能会影响可再生能源消纳；辅助服务过补偿则会造成资源错配，推高供电成本。 电力市场辅助服务定价是对保证电能安全、优质输送而提供的额外服务的定价， 由于市场模式的不同，费用的分摊机制不同，可分为发电企业承担、终端用户承 担、共同承担和引发负责 4 种。

2020 年江苏辅助服务费用中调峰费用占 65.6%，调频费用占 25.8%，旋转备用 费用占 3.7%，无功服务费用占 4.8%，另有黑启动费用 0.1%。根据国家能源局 对《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60 号）、《电力辅助服 务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号）的解读，现阶段包括调峰在内的 辅助服务费用约占全社会总电费的 1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一 般在全社会总电费的 3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。

据国家能源局通报的 2018 年电力辅助服务情况，2018 年全国参与辅助服务的 发电装机容量共 13.25 亿千瓦（新能源装机 3.59 亿千瓦），补偿费用共 147.62 亿元，占上网电费总额的 0.83%。从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用 最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用 占上网电费总额比重最高，为 3.17%，华中区域占比最低，为 0.23%。 从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿 费用的 35.46%；调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.22%；备用补偿费用 总额 42.86 亿元，占比 29.03%；调压补偿费用 10.33 亿元，占比 7%；其他补 偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%。

2.5、 容量市场

容量成本回收机制是保证电力可靠性的重要支撑。新能源出力具有随机性、波动 性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效益，并不能独立保障可 靠电力供给，而必须依赖煤电等其他常规电源提供容量保障。因此，随着系统电 源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生 改变，装机利用小时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步 转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源，气电将主要作为调节和 保障电源。对于确保系统可靠性所需的发电机组，全年运行时间短，必须在较短 运行时段内回收全部投资成本，因此单一能量市场需要引入容量成本回收机制， 主要分为稀缺定价机制、容量成本补偿机制和容量市场三类。

（1）稀缺定价机制：不单独设立固定投资回收机制，而是在电能量市场中设置 上限很高的稀缺价格，发电商通过在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成 本。（2）容量直接补偿机制：由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定 容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本， 补偿费用一般由电力用户分摊。（3）容量市场机制：将机组可用装机容量作为 交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格，容量购买费用最终由所有用户分摊。

2.6、 灵活性市场资源

系统能否在高比例波动可再生能源的情况下灵活运行，是电力系统转型的核心， 且对于确保现代电力系统的安全性至关重要。电力系统灵活运行能力主要是指电 力系统能够可靠且经济有效地应对全时间尺度的供需平衡变化和不确定性，从而 确保电力系统瞬时稳定性、并支持长期供电安全。系统调节能力不足会降低电力 系统的稳定性，或产生大量的弃电。电力系统灵活运行能力既来自电力供给侧， 还可以通过电网基础设施，需求侧响应和电力存储来提供系统运行调节能力。在 具有较高波动性可再生能源占比的电力系统中，发电侧以外的其他系统组成提供 的系统灵活性极为关键。

据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战》分析，我国“十四五”期间 将完成存量煤电机组灵活性改造 2 亿干瓦，增加系统调节能力 3000~4000 万千 瓦，新增煤电机组中具备灵活调节能力的达 1.5 亿干瓦；到 2025 年，新型储能 装机容量达到 3000 万干瓦以上；抽水蓄能规模 2025 年达到 6200 万千瓦以上， 2030 年达到 1.2 亿干瓦左右；到 2030 年，省级电网基本具备 5%以上的尖峰负 荷响应能力。

1）火电厂灵活性改造

为保证成本效益和可靠性，传统发电厂必须具有灵活运行能力，并且可以在波动 性可再生能源发电量较低时满足提供电力。由于波动性可再生能源发电的运行成 本极低，因此对电力系统而言，最经济的方式是接受所有可用的波动性可再生能 源发电，关闭运行成本更高的传统发电厂，同时利用电网基础设施、需求响应和 储能资源等更为经济的系统灵活性资源。但为了维持系统稳定性，继续运营的其 他传统发电厂必须有能力消纳风电和太阳能光伏发电。在这种全新的运行条件 下，传统发电厂的运行时间和发电量可能减少，传统火电厂的灵活性改造显得尤 为重要。改造内容包括：（1）稳定运行负荷范围：是指在有足够时间进行负荷调整时，发电机组可以稳 定运行的工况范围，包括稳定运行发电量下限、稳定运行发电量上限。稳定运行 范围越大，发电厂运行的灵活性越高。 （2）爬坡率：是指在稳定运行范围以内升/降负荷的速度。向上和向下爬坡率取 决于发电厂的技术特性和控制系统的技术属性。 （3）最低运行时间和最低停机时间：是指发电机组必须在与系统同步后保持开 机（最低运行时间），或在被停用时保持停机（最低停机时间）的时间限制。 （4）启动时间：指达到最低稳定发电量水平所需要的时间。根据发电厂的运行 状况，启动时间可进一步分为冷启动、暖启动和热启动。

2）不同时间尺度储能应用

电能存储是指可以吸收电能并能在未来释放电能的所有技术，按照能量存储形式 可分为电储能、热储能、氢储能。电储能主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞 轮储能等机械储能技术；以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电 化学储能技术。各储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间 等特点，将在不同的应用场景发挥最优储能效果。

围绕“低成本、长寿命、高安全、易回收”目标，各储能技术应用场景： （1）长时储能方面：作用时间数小时以上，运行特点为大规模能量吞吐，主要 应用场景为电网削峰填谷负荷调节。抽水蓄能作为最成熟的储能技术之一，以其 大容量、长时间的特性，可用于大功率管理等场景；压缩空气储能同样具有大容 量特点，且属于同步机组，具有良好的并网运行性能；氢能具有良好的环保价值， 随着技术进步，在季节性储能方面的优势将得到发展。 （2）短时储能方面：作用时间分钟至数小时，运行特点充放转换频繁，秒级响 应，能量需求大，主要应用场景为平滑系统出力、二次调频、削峰填谷、提高设 备利用率等。以电化学储能技术为主，依赖技术进步带来的成本减小，以及灵活 的调节性能，在短时的功率调节方面具有显著优势。 （3）功率支撑方面：作用时间为秒级，动作周期随机，要求毫秒级响应，大功 率充放电，主要应用场景为电网支撑、一次调频、电能质量提升等。对储能技术 要求高功率、高响应速度、高功率密度，超级电容与飞轮储能具有独特优势。

3）柔性输配电技术

柔性输配电技术是提高电网利用率、保证分布式能源消纳的重要支撑。随着分布 式发电比例的提升和电网组件的智能化，局部电网可以促进电力和数据的双向流 动，从而在电网的各层面上实现更多交互。每条输电线路通常都有一个输送电力 的额定容量，扩建电网基础设施总体来讲比新增波动性可再生能源需要的周期更 长。使用柔性输电技术可以快速灵活地控制网络状况，使输电线路的运行更接近 额定容量，提高现有网络的利用率，有助于解决波动性可再生能源可能导致的输 电线路阻塞问题。

4）需求侧集成与虚拟电厂

通过更好地匹配电力需求和波动性的电力供应，需求侧的调节可促进波动性可再 生能源并网。（1）动态负荷转移。这类负荷调节会考虑短期或实时信息和控制 信号，调整电力消费。最为重要的是，这类负荷调节并不会减少总电力消费，只 是改变了消费的时间。（2）动态负荷削减。与动态负荷调整相反，动态负荷削 减可以在关键时段减少电力需求，且不需要在稍后恢复该需求。（3）通过提高 能效结构性减少电力需求。（4）通过电气化结构性增加电力需求。（报告来源：未来智库）

3、 电力产业链利润分布与市场空间

3.1、 电力行业产业链利润变化

电力行业产业链包括上游原材料、中游准备制造、下游电力发输配用环节。上游 原材料包括支撑装备制造的能源金属、工业金属，同时包括用于电力生产的煤炭 等能源资源；中游装备制造包括电源设备制造、电网设备制造，同时包括电力工 程的 EPC 组织；下游包括电力的生产、传输、配售和使用，其中电力生产环节 包括火电、核电、水电、光伏发电、风力发电、生物质和其他能源发电，电力输 送环节包括交直流输电与变电，配售环节包括中低压配电网与电能的售卖，用电 环节包括工商业、居民等不同用户的电力设备安装、使用和负荷调节控制。

电力行业产业链利润总额整体向好。2021 年电力行业利润总额 6417.5 亿元，同 比增长 20.9%，五年复合增长 9.0%。受环境政策影响，可再生能源相关发展受 益，原材料利润总额 3746.8 亿元，同比增长 100.9%，五年复合增长 20.8%； 新能源制造利润总额 1261.2 亿元，同比增长 80.7%，五年复合增长 35.7%；新 能源运营利润总额 261.3 亿元，同比增长 38.1%，五年复合增长 14.7%；水电 行业利润总额 524.6 亿元，同比下降 9.3%，五年复合增长 3.6%。原材料、新 能源制造、新能源运营、水电利润总额占比分别为 58.4%、19.7%、4.1%和 8.2%。

受“市场煤、计划电”影响，火电行业利润水平存在较大波动。火电行业 2008 年、2021 年利润总额为负，而 2015 年利润总额 1000 亿元，占电力行业整体利 润的 30.5%，同年煤炭仅占 4.4%；2021 年利润总额为-639.4 亿元，同比下降 183.1%。电网行业具有公用事业属性，在“准许成本、合理收益”原则下，自 2015 年电力体制改革以来，利润总额占比逐年下降，2016-2021 年分别为 28.5%、24.0%、21.8% 、20.5%、13.2%和 12.9%；2021 年利润总额 825.8 亿元，同比增长 17.5%。装备制造（电机、电网装备为主）利润水平主要受原 材料价格和电源、电网投资影响，2021 年利润总额为 437.2 亿元，同比下降 13.6%。

为了推演“十四五”、“十五五”期间电力行业产业链各环节的利润变化，我们 引入系统价值的概念，并从系统价值、成本、环境收益三个维度进行比较。系统 价值指新增某种技术的发电项目带来的净收益，是对平准化成本等经典发电成本 衡量标准的补充，反映了新增发电容量对电力系统的影响，由该发电项目带来的综合效应（正面和负面效应相互作用）决定。如果一种技术的系统价值特别高， 则即使该技术成本较高，但从系统角度来看该技术是可取的。 （1）正面效应指的是可降低成本的所有评估因素，包括燃料成本降低，二氧化 碳等其他污染物减排，降低其他类型发电装机的需求，甚至可能降低对电网的使 用以及降低线路损失。（2）负面效应指的是某些成本的上升，如传统电厂投资 回收成本增加和新建电网基础设施造成的成本增加。

在碳达峰、碳中和战略背景下，我国将构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。 能源结构调整过程中，煤炭清洁高效转化和利用，按照“增容控量，控容减量， 减量不减容”三个阶段路径发展；非化石能源在新能源安全可靠、逐步替代传统 能源的基础上，不断提高非化石能源比重。波动性可再生能源占比提高，能源供 应成本下降、环境效益提升，但系统调节成本随之提高；火电发电量逐渐限坡， 机组利用小时数减小，加之受原材料成本波动影响，盈利受限。

我国正在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，在新能源安全可靠、逐步替 代传统能源的基础上，不断提高非化石能源比重，电力行业将迎来持续稳定增长， 我们认为新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营的板块收益将依 次迎来高增速，新能源运营随着成本降低、系统价值提升、环境收益提高，盈利 向好；电网将还原公用属性，系统价值与成本增加，利润水平保持平稳；而火电 在“十四五”、“十五五”期间仍将是主体电源，受能源安全保障、新能源调节 需求、电力市场改革影响，整体利润水平有望实现增长，但长期发展受限。

3.2、 灵活性调节资源市场空间预测

1）容量市场空间

部分时刻新能源等优先发电机组将满足负荷需求，火电成为备用。电网调度通常 依据各类能源的发电特点进行分配，优先发电机组包括风电、光伏、水电、生物 质、核电，这些机组的发电将得到优先调度，而火电机组，包括燃煤机组、燃气 机组将作为补充调节，未来电力市场条件下，风电、光伏等出力因边际成本较低 将被优先调度，火电机组的实际出力为实时负荷与优先机组出力之差。 我们假设，风电容量可信度、光伏容量可信度分别取 20%、55%，测算机组等 效出力，同时线损取最大负荷水平的 5%，计算得到火电机组的期望出力在 2025 年、2030 年分别为火电机组额定出力的 62.0%和 66.2%，最低的出力水平为机 组额定出力的 1.9%和-18.2%，即在 2030 年，优先机组的理论出力将满足最大 负荷需求，部分时刻不需要火电机组出力，火电将仅作为备用和调节资源。

波动性可再生能源比例提高增加电网调节能力需求。为满足电力系统的安全稳定 运行，系统需要保证容量（可靠性）充裕度。我们假设电力系统的控制策略不变， 维持当前的运行水平条件下，考虑到新能源出力的不确定性，我们根据容量可信 度进行等效，并以 2020 年实际的备用水平 42%、平均备用水平 37%（2020、 2021、2025、2030）测算得到调节机组的容量需求，扣除火电机组出力后得到 2025 年、2030 年的调节机组容量缺额，2025 年为 0.2~1.0 亿千瓦，2030 年为 1.7~2.7 亿千瓦，这部分调节容量缺额可通过抽水蓄能、储能等方式进行补充。 我们假设，2025 年、2030 年抽水蓄能规模按《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》分别取 0.6 亿千瓦和 1.2 亿千瓦，那么在 42%备用容量水 平下，2025 年、2030 年的储能容量需求将分别达到 0.4 亿千瓦和 1.5 亿千瓦， 对应“十四五”、“十五五”期间的储能增量分别为 0.3 亿千瓦和 1.1 亿千瓦。 假设全部为电化学储能，按储能时长 3 小时，成本分别取 1.6 元/Wh、1.2 元/Wh， “十四五”、“十五五”期间的储能投资分别为 1380.5 亿元、3864.2 亿元。

2）辅助服务市场空间

2018 年，西北地区的新能源装机、发电量占比最高，辅助服务费用占比最高。 根据国家能源局公布的 2018 年电力辅助服务费用统计情况，我们进一步分析各 区域的新能源装机比例与新能源电量比例，2018 年华北、东北、西北、华东、 华中、南方六个区域的新能源装机占比分别为 26.8%、16.1%、32.5%、14.9%、 14.8%、和 7.5%，发电量占比为 10.1%、13.5%、14.9%、4.7%、3.9%和 4.2%。

2025 年、2030 年辅助服务费用将达到 1371.0 亿元/年、1906.2 亿元/年。考虑 到现货市场将替代调峰，调频、备用对系统灵活性的影响较大，因此我们重点分 析调频、备用辅助服务费用情况。调频、备用的比例与各省的电源结构、负荷特 性、区域联络水平有关，一般新能源发电量占比越高，调频服务需求越大；新能 源装机占比越高，备用服务需求越大。我们假设 2025 年、2030 年辅助服务费 用占全社会电费的 2.5%和 3.0%，其中调频、备用占全社会电费的比例为 2.0% 和 2.5%，平均销售电价取 600 元/MWh，调频与备用的比重分别参考 2018 年 南方区域、东北区域的 1:4 和 1:5，预测 2025 年、2030 年调频费用分别为 219.4 亿元/年、264.8 亿元/年，备用费用分别为 877.4 亿元/年、1323.8 亿元/年。

3）火电厂灵活性改造空间

根据国家发改委、能源局《全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间完 成 2 亿千瓦存量煤电机组灵活性改造，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。 国家能源局在给全国政协 1910 号提案的答复函中明确表示，力争到 2030 年燃 煤发电机组实现 20%-100%调峰。根据潘尔生等《火电灵活性改造的现状、关 键问题与发展前景》，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造 投资的巨大差别，通常投资按 30~90 元/千瓦计算，“十四五”期间存量灵活改 造投资 60~180 亿元，若以同等成本估算，灵活性制造投资 45~135 亿元。

4）灵活性调节资源市场空间

灵活性调节资源可通过容量市场、调频市场、备用市场、电能量市场获取收益。 其中电化学储能、抽水蓄能、火电厂的容量市场、调频市场、备用市场收益按其 可调容量占比折算。电化学储能、抽水蓄能的电能量市场收益为削峰填谷收入， 并假设峰谷电价差 0.8 元/kWh，电化学储能按 80%充放电效率、一日一次、3 小时，抽水蓄能按 70%充放电效率、两日一次、8 小时计算。火电电能量收益 为火电机组发电收入，煤电、气电电价分别采用 2020 年上网电价的 0.36 元 /kWh、0.63 元/kWh 计算。2025 年、2030 年容量市场空间分别为 2252.9 亿元 /年、2935.0 亿元/年，辅助服务市场分别为 1371.0 亿元/年、1906.2 亿元/年。

3.3、 电价水平预测及各环节盈利变化

从近期来看，能源转型会使能源和电力供应成本有所上升，但长期来看将呈下降 趋势。据清华大学气候变化与可持续发展研究院《中国长期低碳发展战略与转型 路径研究》，在 2050 年温控 2℃情景和 1.5℃情景下电力供应成本都呈现出先 上升后下降的趋势，电力供应成本都在 2028 年达到最高，分别为 2018 年的 1.4 倍和 1.41 倍。远期来看，电力供应成本仍然是下降的，2℃情景和 1.5℃情景下 2050 年的电力供应成本分别为 2018 年的 75%和 90%。从 2050 年的电力供应 成本构成来看，2℃情景和 1.5℃情景下的电力供应成本显著高于政策情景和强 化政策情景，主要原因是固定投资成本、运行维护成本和电力传输成本都更高。

我们假设：2025 年、2030 年终端用户电价=现货电价+碳排放成本+容量费用+ 辅助服务费用+输配电价。（1）碳排放成本作为终端用电成本附加，在用户侧 进行统计；（2）容量费用、辅助服务费用计入终端用电成本；（3）新能源发 电减小的碳排放，计入碳减排收益；（4）2025 年、2030 年新能源补贴单价按 2020 年的 60%、40%测算，预计将达到 48.18 元/MWh、40.81 元/MWh，在计 算最终用户电价时由碳排放成本替代；（5）现货市场反映电力商品属性，稀缺 性电力按 20%上浮计算平均上网电价，2025 年、2030 年的加权平均上网电价 分别为 352.01 元/MWh、351.89 元/MWh，现货上浮 20%后分别为 422.42 元 /MWh、422.26 元/MWh；（6）输配电价取 2013 年~2018 年的平均值 209.79 元/MWh（含线损）；（7）考虑不同用户的停电敏感度，因电能质量与供电可 靠性提升产生的成本最终传导至用户侧。

终端电价中，碳排放成本替代可再生能源补贴。作为对比，我们分析现行可再生 能源补贴与碳减排收益两种模式下的电价构成：（1）有可再生能源补贴，2025 年、2030 年补贴金额逐渐减小；容量市场、辅助服务费用由新能源运营商承担； 终端用户电价中包括现货电价、可再生能源补贴、碳排放成本、输配电价。（2） 无可再生能源补贴，增加新能源运营商碳减排收益，用于补充新能源运营商收益； 容量市场、辅助服务费用由终端用户承担；终端用户电价中包括现货电价、容量 费用、辅助服务费用、碳排放成本、输配电价。

容量市场助力火电运营商盈利能力修复。我们预测，2025 年、2030 年火电仍为 主体电源，发电量分别为 4.79 万亿千瓦时、4.85 万亿千瓦时，占全社会用电量 的 52.4%和 45.8%，而新能源发电量占比分别为 21.3%和 27.5%。考虑到火电 厂的碳排放采用配额制，不额外产生碳排放成本，增加容量补偿后，火电盈利能 力修复，在 6 元/瓦投资、运行成本取煤价 900 元/吨、度电煤耗 300 克条件下， 2025 年、2030 年静态回收周期分别为 9.31 年和 8.66 年。辅助服务、容量补偿、 电量收入分别占 2025 年、2030 年总收入的 4.6%、9.7%、85.7%和 5.6%、10.9%、 83.5%。

“容量市场+辅助服务市场+削峰填谷”储能盈利能力有望实现突破。2025 年、 2030 年储能成本按 1.6 元/Wh、1.2 元/Wh 测算，80%充放电效率、一日一次、 3 小时、峰谷电价差 0.8 元/kWh 计算，辅助服务费用、容量补偿、电量收益叠 加后储能的静态回收期分别为 4.95 年和 3.62 年，辅助服务费用、容量补偿、电 量收益分别占 2025 年、2030 年总收益的 11.6%、16.2%、72.3%和 11.7%、 17.9%、70.4%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）