2024年海外能源启示录之美国市场研究：电能市场弱化周期，辅助服务增收稳盈

一、发电业务：盈利脱钩燃料周期，供需确定利润空间

（一）美国电力市场化改革回顾：由经济性到可靠性

1978~2000年：提升用电经济性是美国电力市场化改革的第一条主线。美国传 统的电力供应商为发、输、配、售一体化的公用事业公司，且往往在当地具有 垄断地位。在发电量高增时，垂直一体化+垄断的商业模式能获得较大的规模 效应、从而降低用电成本，但当发电量增速放缓、规模效应转弱时，引入竞争 机制、优化资源配置将进一步压降用能成本、支撑经济发展。1978年，美国净 发电量增速已从1955年的16%回落至4%，且恰逢石油危机引发对能源安全问 题的思考，因而美国国会同年推出了《公共事业监管法案》（Public Utility Regulatory Policies Act，PURPA），要求公用事业公司必须收购独立发电商 （IPP）和合格电力设施生产者(QF)所生产的电力（以上两类主体表内均无输 电线路），并必须为在其专营区域以外的用户提供无歧视的输电服务，发电侧 的竞争机制由此引入。

确立竞争机制的关键是构建电力批发市场，打破输电权垄断成为突破点。1996 年，FERC（美国联邦能源管理委员会）发布888和899号命令要求公用事业公 司向所有用户开放输电线路，输电线路的平权强化了发电厂商基于发电成本和 效率的竞争。1997年，美国首个竞争性电力批发市场PJM市场成立，此后美国 相继成立了7大竞争性电力批发市场，考虑原有的3个竞争性较弱的传统电力批 发市场（东南、西南、西北市场），美国共形成10大区域电力市场。

2000年以后：提高电力可靠性成为美国电力市场化改革的第二条主线。伴随加 州电力危机的爆发、用电结构清洁化转型的开始，美国电改的重心由经济性目 标转向了可靠性目标，如何在市场机制和能源转型的背景下形成稳定可靠的电 力供应是核心关切，在此期间，容量、辅助服务市场不断完善。容量市场方面， 美国主要形成了两种建设思路：一是形成了高度竞争的容量拍卖市场，确定未 来的容量需求体量和价格，以PJM、NYISO、ISO-NE市场为代表；二是不运行正式的容量市场，对可靠性容量投建的激励依托峰时基本不设上限的高电价来 完成，以ERCOT市场为代表（得州市场）。辅助服务市场方面，在调频服务中 反映机组性能溢价、明确电化学储能可以参加辅助服务市场成为两大标杆政策。

电改往往始于最小化用电成本的经济性需求，因此市场常担心电价下降。但从 美国经验看，电力市场化改革并不必然导致电价下调。长期电价变动需要考虑： 电力结构演变、可靠性需求对发电收入的增厚等。在美国1996年正式构建电力 市场后，市场化程度较好的工业电价先降后升。 整体来看，美国工业电价分为三个演进阶段：（1）1996年美国开始正式建设 电力批发市场后,竞争机制的强化导致部分高成本的低效电力产能出清，体现 为电价的下降。（2）2000年以后伴随燃料成本更贵的天然气发电逐步取代煤 电成为主力电源，主要反映边际成本的电能量价格开始大幅上行；同时电力供 需矛盾突出、弱化电网稳定性的新能源不断入网，可靠性价值同样提振电价。 （3）2008年美国页岩气革命开始，气价大幅回落，但换算为相同热值后天然 气单价仍远高于煤炭，即使考虑气电热效率优于煤电，其度电燃料成本依然略 高于燃煤发电，体现为电价的高位企稳。在运营成本（燃料+碳排放）不占明 显优势的情况下，气电在美国大范围普及，一方面为其清洁性、另一方面考虑 为远低于煤电的投建成本（约相当于煤电建设成本的1/3-1/4）。

（二）PJM 市场经验：电价顺燃料周期波动，火电利润挂钩供需博弈

PJM市场是美国首个、同时也是美国最大的竞争性电力批发市场，负责13个州 及华盛顿特区的电力系统运行，其市场运行经验具有标杆意义。按照交易标的 的不同，PJM电力市场可以拆分为4大细分市场，分别是电能量市场（1997年 建立）、金融输电权市场（1999年建立）、容量市场（1999年建立）、辅助服 务市场（2000年）。

我们可以从火电发电业务的盈利模式中窥见其利润波动的来源。发电盈利可拆 分为两大部分，分别来自发电量和机组容量，其中发电量部分利润受燃料周期 因素影响较大，达到相对平稳的关键是电价顺燃料周期调整，当燃料价格能及 时传导至电价中，则伴随电力供需逐渐平衡，电量盈利趋稳；容量部分利润波 动除与电力供需因素相关外，还与电网内能稳定提供基荷的机组（主要是火电） 的平均投建成本相关，类似地，当电力供需缺口逐渐收敛、基荷机组结构稳定， 容量盈利亦趋稳。 特别地，PJM市场发电量以中长期交易为主。2008~2018年，现货电量占比在 25%左右、中长期电量占比则在75%左右。以中长期交易为主的电量结构更有 利于平滑短期供需失衡造成的电价波动，从而稳定电量盈利，PJM中长期交易 的具体模式会在后文展开。

现货市场：PJM电能量现货市场脱钩燃料周期相对较易，每日交易可以使得燃 料成本及时传导至电价端，关键在于报价机制的科学性：第一，PJM电能现货 市场是基于实时的可变成本报价（对火电机组而言主要是燃料成本）；第二， 发电侧报价上限较高（1美元/千瓦时），电价基本属于自由浮动；第三，将边 际出清机组的报价作为统一的现货电价，这可以保证所有出清机组的可变成本 均得到回收。 从市场的实际运行经验来看，PJM现货市场的设计是合理的，其电能价格与燃 料价格基本同向波动。考虑到现货电价是以主要边际出清机组为锚确定的，我 们将PJM电能量现货价与燃料成本的关系拆分为两个阶段：当PJM边际出清机 组以煤电为主时（2016年前），可发现电价顺煤价波动；当边际出清机组以气电为主时（2016年后），电价顺气价波动。

电能量现货市场脱钩燃料周期后，发电盈利将主要取决于电力供需状况。当电 力需求增加超过电力供给增加时，发电利润率将随之上升；反之则反。我们可 以通过测算PJM市场发电利润率和电力供需之间的相关关系来验证这一结论， 主要过程如下： （1）利润率：发电侧会同时给出价格报价和成本报价，价格报价是发电商的 意愿出价，成本报价则是发电商的真实成本，所以我们将【（价格报价-成本报 价）/价格报价】作为利润率的合理测度。 （2）供需：我们将【上年末PJM市场新增发电机组 – 上年末PJM市场退役发 电机组】作为当年电力供给变动的测度，将【当年平均每小时发电量 – 去年 平均每小时发电量】作为当年电力需求变动的测度。 （3）供需力量相对强弱：我们定义【供给净增加 = 供给变动 – 需求变动】 并将其作为供需力量相对强弱的测度。 经过测算，我们发现：2018~2023年，PJM市场发电利润率变动与供给净增加 变动呈现高度负相关关系，且当供需矛盾逐渐缓解、供需变化相对同步时，发 电利润率基本处于2~4%区间。

中长期市场：中长期电能量市场脱钩燃料周期的难点在于协商电价的动态调整。 中长期合约的初衷是避免供需状况大幅变动导致的电价风险，从而提前协商电 价。但是预先锁定电价却使得发电盈利重新和燃料成本挂钩，因此中长期市场 必须具备合理对冲燃料成本变动的机制，方能脱钩燃料周期，这一点与相对高 频交易的现货市场只需科学报价机制是不同的。 PJM市场并没有运行竞价性质的中长期市场，而主要采用双边差价合约、电力 期货合约来履行中长期市场职能。其中部分双边差价合约是可以按照燃料成本 或指定的指数来调整电价；电力期货则因为交易的高频性，因而可以较快地在 期货价格上反映燃料成本的提升。 PJM市场并不组织期货交易，美国主要的电力期货交易场所包括：纽约商品交 易所、ICE美国期货交易所、Nodal交易所等。我们对比了PJM西部中心日前峰 时电力期货价格（月度）和美国NYMEX天然气期货价格的走势，发现二者呈现 出了高度的正相关性且时延较小，说明发电运营商可以有效利用电力期货市场 来对冲已签署的中长期电力销售合约的燃料风险敞口。

容量收入是火电机组发电盈利的压舱石。传统能源发电的燃料成本较高，仅依 靠电能量市场的利润会使得投资支出的回收周期过长，而容量收入在获取时因 为没有额外的可变成本支出，可直接增厚发电利润。此外，容量收入并不受燃 料周期的影响，可缓解火电利润的周期波动。 我们测算了PJM市场2015~2022年天然气机组的容量拍卖收入，并将其折至气 电全部发电量，由此得到了容量拍卖收入对气电发电利润的增厚程度，可以发 现：2019~2022年容量收入对气电度电利润的增厚程度基本平稳，在0.9~1.2美 分/千瓦时，但中枢出现明显下移，从2015年的1.7美分/千瓦时降低至2022年 的0.9美分/千瓦时。

我们考虑燃气机组度电容量收入的下移主要有两点原因：（1）供需：PJM容 量拍卖市场提前三年采购未来所需容量，其价格受到未来电力供需缺口预期的 影响（峰值负荷缺口越大，则出清价格越高），所以当电力供需矛盾弱化时， 容量拍卖价格下移，从而压降机组容量收入。根据我们先前对PJM市场电力供需情况的测算，2019~2022年，电力供需变化相对同步，且总体看供给增加超 过需求增加，则气电度电容量收入也相应减少。（2）平均投建成本：发电厂商 主要根据机组的固定成本在容量市场中报价，所以当低固定成本机组占比提升 时，容量价格同样会收窄，进而挤压全市场的容量收入。根据PJM披露，自2018 年开始，气电就取代煤电成为PJM市场的第一大电源，而从气、煤电主流机型 的造价来看，联合循环燃气机组的单位投建成本仅为超临界煤机的1/4-1/3左右。

容量拍卖机制或将加速PJM市场煤电出清。我们考虑机组固定成本的主要部分 为投建成本、固定运维成本，所以我们将投建成本摊至每年（假设煤机、燃机、 核电、水电、风电、光伏实际寿命分别为52、27、80、100、25、25年，假设 依据见下表备注），并加上固定运维成本，进而得到了不同机组在2016、2019、 2023年的固定成本测度，取平均值后作为各机组在2015~2022年固定成本支出 的参照。将容量价格与年平均固定成本做商后我们发现：PJM市场容量收入仅 能覆盖超临界煤机约30~40%的固定成本支出，且覆盖率不断下探（22年为 31%）。若考虑对高碳排放的煤机加装碳捕获和存储设施，则覆盖率会更低。 同时，对于煤、气电等边际出清机组而言，充分竞争后电量利润率也不会太高， 均无法很好补偿机组的固定成本支出，那么相对高投建成本的煤机或将因容量 补偿不足而自发退出市场。

（三）卡尔派电力：市场化交易稳固 EBITDA 利润率

规模大、传统能源发电平台、主要参与批发电力交易。卡尔派电力成立于1984 年，后成为美国最大的独立电力提供商之一，主营业务为天然气发电（气电装 机占比基本超95%），覆盖CAISO、ERCOT、PJM等多个电力批发市场，电力 交易市场化程度较高。1996年公司于纽交所成功上市，成为当时全美最大的独 立电力提供商IPO案。2000年后卡尔派电力开始大举扩产，导致在部分市场出 现产能过剩情形，连累公司在2004、2005年净利润大幅亏损，并最终于2005 年申请破产重整。2008年完成重组后，卡尔派电力盈利开始修复并企稳。2018 年卡尔派电力被Energy Capital Partners等收购，从而私有化退市。

伴随美国电力市场逐渐成熟，卡尔派电力EBITDA利润率稳定在约22%。我们 将对卡尔派电力的盈利分析拆分为两阶段： （1）2000~2006年：此阶段美国竞争性电力批发市场建设刚刚起步（1997年PJM作为首个竞争性电力市场成立），市场机制仍未完善，卡尔派电力EBITDA 利润率受加州电力危机影响短暂冲高后又大幅回落，波动性较强。 （2）2009~2015年：此阶段美国电力市场建设逐步成熟。2007年前后NYISO、 PJM、ISO-NE等电力交易中心陆续推出了容量拍卖市场，有效增厚了燃气机 组的度电利润，其他电力市场也逐步完善了各自的容量激励机制。我们将此作 为美国电力市场化改革迈入成熟期的标志。经过测算，此阶段卡尔派电力的 EBITDA利润率基本稳定在22%。 卡尔派电力的经营数据说明：市场化交易可以有效平抑燃料周期对火电盈利的 影响，从而使得火电盈利波动与电力供需呈现高度相关性。而当电力供需相对 平衡时，公司层面的火电盈利亦会趋于平稳。

二、辅助服务：挂钩新能源消纳，逢确定性成长机遇

（一）风光高比例强化辅助服务需求，推动火电备用、调频收入倍增

美国市场化交易的辅助服务主要有备用、调频、调峰。其中备用、调频服务在 单独的辅助服务市场交易，调峰服务则在电能量现货市场通过峰谷价差完成补 偿。（1）备用服务：挂钩电网调度方的预测误差。新能源发电量具有一定的 随机性，不可能完全精准预测，所以新能源并网会增大电网在日前预调度时的 预测误差，从而需要预留更多备用机组。（2）调频服务：挂钩新能源发电的 波动性。新能源发电具有周期波动性和瞬时波动性，周期波动指新能源发电在 不同时段有不同的输出功率且不可控（如午时日照充足、夜间风力较强），瞬 时波动指天气突变导致输出功率在瞬时的强烈抖动。新能源能源发电的波动性 会造成电网频率的不稳定、危及输电线路的可靠性。（3）调峰服务：挂钩新 能源发电的间歇性。新能源发电功率在日内是非均匀分布的，因而具有间歇性， 其中光伏发电的间歇性最为明显。此时需要调节性电源在电力需求少、新能源 发电多时降低机组负荷率，在电力需求多、新能源发电少时上调机组负荷率。

PJM市场备用、调频报价采用全成本补偿机制，并给出价格上浮空间。备用服 务采用两部制价格，由容量报价+电能量市场机会成本组成；调频采用三部制 价格，由容量报价+调频里程价格+电能量市场机会成本组成。 备用、调频服务的最终结算价均考虑了电能市场机会成本的影响。此类机会成 本主要体现在两个方面：第一，辅助服务和发电业务本质都会形成对一定机组容量的占用，而被调度进行备用、调频服务可能会错失电能市场的更高收益； 第二，备用、调频是在低负荷工况下运行，即使完成辅助服务后被调度进行发 电，亦会因爬坡损失一定的收益。所以，结算时对机会成本的考量能更好地激 励机组参与备用、调频。

PJM备用、调频市场以火电为主要参与电源。备用服务方面，以同步备用（机 组同时在电能量市场发电）为主，2019~2023年火电占同步备用比重基本超 70%，其中燃气机组超50%。调频服务方面，火电、储能约各占调频收入的50%。 火电机组在慢信号调频领域更有优势。按照调频响应速度的快慢，PJM市场将 调频服务拆分为RegA（慢信号）、RegD（快信号），慢信号是为具有爬坡速 率限制但无发电量约束的传统能源设计的，快信号是为可快速爬坡但有发电量 约束的储能电源设计的。从PJM市场披露的2023年不同机组调频性能打分中亦 可看出：在慢信号上，火电机组性能更佳；在快信号上，储能电源性能较优。

由于风光发电量占比较低，当前PJM备用、调频市场对火企的增收效应并不明 显。我们用【备用、调频服务收入 / 发电量】来测度燃气机组度电收入的增厚 程度。经过测算，2023年PJM市场天然气机组备用、调频收入约为0.0273美分 /千瓦时（折0.192分人民币/度），较2019年提高50%（对应风光发电量占比提 高1.7pct至4.9%），度电增厚中枢有所上移但绝对值并不大，考虑为PJM市场 风光发电量基数仍然较小、辅助服务需求未显著提升。

为了更好地量化高比例风光并网对传统能源企业备用、调频收入的影响，我们 进一步观察了CASIO（加州）电力市场的运行情况。电力结构方面，2022年 CAISO市场的风光发电量占比超25%，天然气发电量占比约为33%，新能源发 电已成为加州市场的第二大电源。备用、调频市场设计方面，CASIO市场与PJM 市场基本一致，其中备用服务按照是否同步发电拆分为旋转、非旋转备用，调 频服务按照调频方向拆分为向上、向下调频。

新能源发电对CAISO备用、调频市场的影响具有一定的阶跃特征，体现为：当 CAISO市场风力、光伏发电量占比达15%（2016年）后，备用、调频在规模上 与风光发电量实现了强联动，价格中枢则出现了明显上移。具体而言，量： 2017~2022年备用、调频规模占风光发电量比重稳定在50%左右。强联动下备 用、调频规模将挂钩风光发电量，从而迎来相对确定性的成长空间。价： 2010~2015年，虽然CAISO市场风光发电量占比从5%提升至12%，但备用、调 频日前价格基本保持平稳甚至小幅下降，但伴随2016年CAISO市场风光发电 量占比达15%，备用、调频日前价格显著提升，15~20年间实现了约2~3倍的增 长，而同期电能日前价格仅提升了17%。

趋势上看，CAISO市场调频收入逐渐超过备用收入。按照CAISO披露的调频、 备用服务出清容量、日前及实时平均报价，我们可以测算得 2017~2022年 CAISO调频、备用服务总收入，其中调频总收入由17年的0.62亿元上升至22年 的1.40亿元，备用总收入则基本保持在约1亿美元上下波动。调频与备用规模 增长的驱动因素不同：调频需求挂钩风力、光伏发电的波动性，即风光发电量 提升，波动性就会被放大、从而增加调频收入。备用需求挂钩风光的预测误差， 伴随运行数据不断增多、预测技术持续进步，预测误差会逐渐收敛。

我们测算了CAISO市场燃气机组在2012~2022年的备用、调频收入，并将其折 至度电，由此判断火电参与备用、调频服务对度电收入的增厚程度。经过测算， 我们发现：在风光发电量占比达15%前，由于消纳需求不明显、气电备用+调 频收入增长并不显著，而当CAISO风光发电占比突破15%后，2016、2017连 续两年气电备用+调频收入翻倍增长，后因为加州更倾向采用电化学储能解决 风光消纳问题，气电的备用、调频服务渗透率有所下滑，但受益辅助服务价格 总体拉高，气电备用+调频收入折至度电约稳定在0.1美分/千瓦时（折0.7分人 民币/度）。

（二）利好深调的三因素：峰谷价差拉阔、燃料价格下行、峰价时段增多

利润最大化目标驱动下火电会自然形成调峰行为。美国并不单独运行调峰市场， 而主要利用电能量现货交易完成调峰服务，本质是利用分时电价影响灵活性电 源的发电行为。 1.谷时降负荷：新能源发电本身具有零边际成本的特点，因而在风力、光伏发 电出力较高、负荷侧需求不旺时，系统内电价会自然压降，形成谷价。过低的 谷价甚至无法覆盖火电公司的燃料成本，则火电将在谷时降负荷减亏，形成削 峰行为。我们根据EIA公布的加州联合循环燃气机组的平均热耗、加州独立电 力提供商的用气成本，结合CAISO披露的平均分时电价，测算了每年谷时最低 电价相对气电燃料成本的缺口，在21~22年气价高涨时，此类缺口分别高达1.9、 1.7美分/千瓦时。 2.峰时升负荷：在以风力、光伏为主的新能源出力减弱、负荷侧需求提高时， 电力系统需要调度更多的火电来完成电力供应，更多的高成本机组出清会推高 峰时电价，火电将选择会升负荷调峰扩大盈利。

当新能源不断入网、调峰行为增多时，峰谷价差不断拉阔。机组调峰增多将导 致发电量的缩减、进而减少发电总收入，同时也会因低负荷运行而损失发电效 率、提高成本，这部分的损失可通过峰时电价补偿，从而在电网系统内维持足 够的灵活性电源、促进新能源消纳。根据EIA数据，2022年部分投建早、发电 效率低的气电机组容量因子（类似负荷率）已降低至40%以下，这类机组只会 调度去满足峰时负荷；而即使是投建晚、发电效率高的优质气电，容量因子也 仅为66%（同期核电、地热发电的容量因子分别为93%、69%）。此类机组在 被调度发电时，会倾向于报高价，以覆盖因低负荷运行造成的损失，并体现峰 时供需偏紧的额外溢价，从而拉升峰时电价。2016年以后，伴随新能源发电高 比例并网，CAISO市场峰谷价差不断拉大，2023Q4峰价较谷价上浮比例高达 250%（16年为102%）。

利 用 CAISO披露 的 分时电 价 数 据 ， 结 合 西门子 9F级联 合 循 环天 然气 机 组 （400MW）在不同负荷率下的气耗曲线，我们试图量化CAISO市场利用电能 现货交易形成的调峰激励。具体过程为：（1）发电策略：我们定义气电仅在 电价能覆盖发电成本时选择高负荷发电为调峰策略，调峰策略又分两种，分别 是盈利时满发+亏损时带50%负荷发电、盈利时满发+亏损时带20%发电；对标 策略是中高负荷稳燃（测算了恒定提供90%、80%负荷时的盈利情况）。（2） 发电成本：我们认为气电发电成本可拆分为燃料成本、折旧成本、固定运维成 本、可变运维成本、其他成本。其中：①度电燃料成本=气耗×购气成本，气耗按照西门子9F级联合循环燃机的气耗进行测度，购气成本则参考EIA披露的加 州独立发电商的平均用气成本；②折旧、固定运维、可变运维成本参照EIA公 布的联合循环燃气机组的相应参数测算（第一章第二节有详细数据），机组服 役年限假设为27年、折旧采用直线折旧法，最终折旧、固定运维、可变运维成 本分别假设为0.63、0.22、0.28美分/千瓦时；③其他成本参照卡尔派电力数据 估测，假设为0.089美分/千瓦时。（3）净利润=∑（分时电价-发电成本）×出 清容量。 经过测算，我们有两点发现：第一，2016~2020年西门子9F燃气机组采用“盈 利时满发+亏损时带50%、20%负荷发电”策略的日均净利润基本超过稳定输 出90%、80%负荷的发电策略，说明CAISO市场利用峰谷电价形成的调峰激励 较为有效。第二，电价可以覆盖气电发电成本的时段主要分两段，一段集中于 晨间7~8点左右、另一段集中于16~23点前后，这充分体现了新能源发电、尤 其是光伏发电的间歇性。

从测算结果中我们亦可看出：在2018年，盈利时满发、亏损时带20%低负荷运 行策略的日均净利润要低于恒定输出90%负荷策略，这实质上反映了决定机组 深调净利润的因素并不仅是峰谷价差。 机组负荷率低至50%及以下即为深度调峰，驱动机组深调主要看三大因素：一 是峰时电价上浮比例，在电价无法覆盖发电成本（满发）时降负荷运行虽然能通过少发电减亏，但亦会导致气耗增加、推高成本。所以足够高的峰时电价才 能使调峰策略的发电净利润超过中高负荷稳燃策略。二是燃料价格，低负荷运 行造成的气耗提升会被高燃料价格放大，从而压缩净利润。三是峰时电价时段 数，较多的峰价时段代表了更高的调峰补偿。所以，虽然2018年保持着较高的 峰谷价差，但当年却是历年用气成本最高、峰时电价时段数最少的年份，所以 当年亏损时深调至20%较保持90%负荷稳定输出策略并不具备净利润优势。 同时，由于9F级联合循环机组的发电效率较高，超低负荷运行额外增加的燃料 成本并不能通过峰价很好疏导，因此亏损时带20%负荷策略实现的净利润在历 年均小于带50%负荷策略，调峰本质上还是对低效机组的出清。

在电能现货市场中，调峰激励实际是通过调峰策略相对中高负荷稳燃策略的盈 利差体现的，我们将此类盈利差折至少发电量（调峰策略相对中高负荷稳燃策 略）上，即可间接得到调峰服务单价。更进一步，我们利用目前广东现货电价 中枢（350元/兆瓦时）对历年加州现货电价进行调整，以使得我们对CAISO调 峰服务单价的测算能对中国市场形成更强的借鉴意义。通过对比盈利时满发、 亏损时带50%负荷运行策略和恒定输出80%负荷策略间的盈利情况，我们发现： 2016~2020年CAISO市场对调峰至50%负荷的气电机组实际形成了约1~1.5美 分/千瓦时的削峰补偿。

三、中国市场：千亿辅助服务空间，关注风光占比+机组容量

（一）电改推动综合辅助服务，测算 2030 年近 4000 亿元市场空间

辅助服务电价纲领性文件落地，各省将陆续完善细则，并拟出台辅助服务交易规则。 2024年2月国家发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通 知》，本次通知以是否现货连续运行作为分界，来谋定调峰辅助服务的支付模式和 价格传导机制。我们梳理核心思路如下：（1）现货市场是包含辅助服务、容量电价 等在内的终极定价方式，但目前绝大部分省份尚不具备条件，因此才需要出台各自 相应的细则；（2）针对现货市场不能连续运行的地区，原则上不向用户侧传到辅助 服务成本，并且考虑“谁受益、谁承担”的总体原则，预计风光将作为承担主体，火 电、新型储能、抽蓄及其他水电则作为受益主体；（3）每个动作都提出了各自独立 的价格上限机制，而并非辅助服务统一打包价；（4）留给各省六个月时间完成价格 机制建立，因为涉及动作较多，价格设置差异较大，也反映了价格机制建立的复杂 性和落地的迫切性。

此前各区域煤电深度调峰补偿各异，预计辅助服务电价未来将得到进一步的统一。 根据国家能源局各区域监管局，此前各区域电力辅助服务管理实施细则中（或征求 意见稿），华中、华北、东北、华东、南方区域对煤电深度调峰补偿分别为250~700、 100~250、200~1000、20~320、247~1188元/兆瓦时，同时部分省份还有独立的补 偿细则，总体调峰补偿力度差异较大。我们预计本次纲领性文件的落地，各省市区 将陆续完善细则，辅助服务电价有望在相对统一的框架内展开。

从规模上看，即便在辅助服务尚未全面展开，但2023年上半年已经形成278亿市场 规模。根据国家能源局第三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用 共278亿元，从类型上看，以调峰补偿为主，2023H1调峰补偿167亿元，占比60%；调频和备用补偿合计99亿元，占比35%。从来源来看，部分试点辅助服务的省份是 主体，目前仍并未铺设至全国。从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿254 亿元，占总费用的91.4%，已超过22年全年补偿费用的80%。

测算2030年综合辅助服务预计市场空间近4000亿元。早在《电改系列之框架篇-系统 的“破壁”》中，我们设计了电力大模型：终端电价=∑各电源发电成本*发电量占比 +发电企业合理利润+电网输配成本及合理利润+调峰等综合辅助服务成本及合理利 润。其中综合辅助服务成本=需要消纳绿电电量*∑各类型调节成本*占比+合理利润。 我们测算2030年我国需要消纳绿电电量为1.47万亿千瓦时、占当年绿电电量的49%， 对应综合辅助服务市场空间为3880亿元，若平摊到全部绿电上、对应度电成本为 0.129元。

（二）关注新能源送出及消纳突出地区，大容量机组有望充分受益

由于各地新能源建设进度不一，省间辅助服务市场也未完全打通，预计各省辅助服 务补偿力度短期内会存在较大差异。我们认为，有望出台较高补偿的省份可能主要 位于新能源的送出或消纳中心。送端来说，主要参考风光发电量占比指标。根据 CAISO市场经验，当风光发电量占比超过15%时，备用+调频规模、报价均出现阶跃， 电能量现货市场峰谷价差也大幅拉阔，体现了电网运行成本的系统性抬高。根据国 家统计局数据，2024年上半年青海、甘肃、吉林、黑龙江、河北等12个省份的风光 发电量占比已超过15%临界点，广西、山东、河南等9个省份的风光发电量占比处 10~15%区间。为减少弃风、弃光率，新能源送端大省除提高外送电占比外（受特高 压输电线建设周期约束），还应促进本地消纳，从而催化当地的辅助服务需求、提振 补偿力度。受端来说，可以主要关注国家能源局每年公布的各省非水可再生能源电 力消纳考核指标，并结合各省用电量大小进一步区分。我们认为，具有保消纳、保 供电双重压力的省份，会更有动力提升辅助服务补偿标准。我们梳理了2025年非水 可再生能源消纳责任超过15%（预期目标），且用电量位于全国前十的省份，共有6 大省份满足前述标准，分别为河南、内蒙古、河北、安徽、山东、江苏。

从机组容量来看，同一深度调峰补偿标准下，大容量机组盈利性更佳。首先，当机 组被调度深调后，其收入由调峰收入和低负荷发电收入两部分组成。其次，深调降 低了机组的发电效率，进而提升了单位燃料成本，但这种影响在不同容量机组影响 间是不一样的：（1）相同负荷率下，大容量机组的煤耗往往低于小容量机组，所以 在盈亏平衡点上有更充裕的负荷率下降空间；（2）根据国网山东电力公司发布的《不 同电力市场机制下煤电机组深度调峰能耗分析研究》，我们发现在相同负荷率降幅下， 大容量机组的煤耗增幅要明显低于小容量机组。换言之，大容量机组在深调时会拥有更大的成本优势，进而获得更好的盈利表现。 我们分别测算了百万千瓦、60万千瓦、30万千瓦（超临界）、30万千瓦（亚临界）燃 煤机组在45%、40%负荷率下深调1小时的净利润、净利率，核心假设如下： （1）深度调峰补偿标准按华中能监局相关规定计算（第三章第一节，表14）。 （2）不同容量机组的煤耗曲线参照国网山东电力公司发布的《不同电力市场机制下 煤电机组深度调峰能耗分析研究》，其中45%负荷率下，百万千瓦、60万千瓦、30万 千瓦（超临界）、30万千瓦（亚临界）燃煤机组标煤耗分别假设为291、316、330、 362克/千瓦时；40%负荷率下，百万千瓦、60万千瓦、30万千瓦（超临界）、30万千 瓦（亚临界）燃煤机组标煤耗分别假设为295、321、335、371克/千瓦时。 （3）厂用电率亦会因低负荷运行而增加，我们根据《两点法确定供电煤耗-负荷特性 曲线研究》中给出的经验公式估测不同负荷率下的厂用电率：P = k ×P0，k = 4.24 ×e^(-3.7×P / P0) + 0.89，其中P为厂用电率、k为调整系数，我们假设满负荷下厂 用电率为5%（P0），则可递推得到45%、40%负荷率下的厂用电率分别为8.5%、9.3%。 （4）电价及用煤成本：电价假设为0.4元/千瓦时。购煤成本按照70%长协、30%现 货测算，现货煤、长协煤价格分别假设为850、705元/吨（5500k）。 经过测算，我们验证了先前对不同容量机组深调盈利性的论述：机组容量和深调净 利润呈现出非常明显的正相关关系。当深调至40%负荷率时，百万千瓦、60万千瓦、 30万千瓦（超临界）、30万千瓦（亚临界）燃煤机组可分别实现19.2%、13.7%、10.7%、 3.1%的净利率。

基于以上逻辑，我们认为在辅助服务补偿机制完善过程中，满足以下条件的公司有 望率先受益：第一，在新能源消纳压力较大省份布局了更多的火电装机。我们首先 梳理了新能源发用电的省域数据，以风光发电量占比＞15%、非水可再生能源用电 量考核目标>15%、用电量排名全国前十等三大指标去刻度新能源消纳压力，其次我 们整理了主要央国企电力龙头的分省份火电装机市占率【=公司各省份火电装机容量 / 各省份6000千瓦以上火电装机容量】，可以发现：（1）河北、内蒙古等两省能满足 我们用以刻度新能源消纳压力的全部指标，在此二省中大唐发电的火电装机市占率 居前。（2）江苏、浙江、山东、黑龙江、辽宁等15省可以满足我们用以刻度新能源 消纳压力的其中两个指标，在前述省份中华能国际、华电国际、国电电力等公司火 电装机市占率居前。第二，火电装机结构中大容量、高参数机组占比较高。我们整 理了主要火电央国企2023年末的火电装机结构（华润电力数据截至2023H1），其中 国投电力、华润电力、国电电力、中国电力的百万千瓦火电机组占比靠前。

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