（報告出品方/作者：國金證券，許雋逸）

1.1新型電力系統：?雙碳?目標倒逼電力系統改革

發展歷程：縱觀我國電力工業已經發展44年，發展歷程根據推進程度可以分為兩個階段：1）1978-2015年稱之為電力體制初步形成階段2）2015年至今稱之為電力市場新一輪深化建設階段。通過改革與發展，我國電力市場成長迅速，在?雙碳?政策驅動下，電力系統?電氣化?+?能源轉型?轉型是實現碳中和的主要途徑，新型電力系統的發展促進電力這一傳統行業換發新生。

排放現狀：消費側電力排放CO2占比最高。我國溫室氣體排放中，CO2占比約80%；CO2排放中90%來自于能源活動；能源相關CO2從消費側角度來看，主要來自于電力/工業/建筑/交通，分別占比40+%/40-%/10-%/10+%。另據國網能源研究院《中國能源電力發展展望2020》研究顯示，深度碳減排情境下，2060年我國電氣化率將由2020年的26.8%上升至69.8%，終端能源需求主要由電力滿足，一次能源需求主要由風、光、水、核等非化石能源發電滿足，所以電力系統轉型升級?電氣化+能源轉型?是實現碳中和的主要路徑，新型電力系統升級是我國實現?雙碳?目標的決定性因素。

新能源爆發式增長重構電力系統物理形態。?雙碳?目標的轉型催生新能源爆發式增長，從發電側實現清潔能源電力化、電力供應低碳化，風電、光伏作為新增的主要裝機來源將迎來長足發展。根據中國能源統計年鑒數據預計2030年風光發電占比將從2020年的9.5%提升至2030年的39.7%；與此同時，風光作為一次能源以電力的形式出現，要求需求側在建筑、交通等領域大力推動電氣化，大幅提升電能占終端能源消費比重，助力實現碳達峰與碳中和。

新型電力系統目前問題:靈活性、電網、輔助服務市場、設備耦合。電力系統靈活性：電力系統靈活性是指在某一時間尺度下，滿足電網運行、經濟約束，電力系統快速而有效地調配現有資源，匹配負荷波動和可再生能源出力隨機變化的能力。當系統電力供應小于需求時，系統可以?向上調節?增加出力否則會導致電力短缺。當系統電力供應大于需求時，系統可以?向下調節?減少出力否則會造成?棄風、棄光?。新能源裝機的出力具有隨機性、波動性、間歇性等特征，在不同地域、不同季節表現出較為顯著的差異，增大了保供難度。目前新能源需要與傳統火電發電空間相匹配，提高電力系統靈活性，當新能源大發時，需要以火電為主的機組降低自身出力，為新能源讓出發電空間，同時注意火電存在最小出力的限制和快速啟停問題，合理調配發電空間，避免新能源的棄臵情況。

電網：電力系統的功率平衡體現在電網頻率上，通常情況下電網保持在50Hz的頻率。如果發電功率不足用電功率，則電網頻率則會下降；反之頻率上升通常情況下，電網運行需要保持在50Hz±0.5Hz的頻率范圍內，調節空間小。分布式新能源具有離散性、隨機性接入配電網就地消納，增加了電網的復雜成都。電網建設是提升新能源接入能力的基礎。

輔助服務：輔助服務是維持電力系統的安全穩定運行或恢復系統安全，保證電能供應，滿足電壓、頻率質量等要求。1）備用：運行中開機的機組總容量應大于系統負荷需求，機組最小出力總和應小于系統負荷需求，偏差部分稱為備用，分為上備用與下備用。2）調頻：機組出力還需隨電力系統的負荷波動而快速調整。機組還需要提前鎖定一部分容量不能提供能量服務。因此，應對現貨能量與輔助服務的市場交易進行聯合考慮，提高資源優化配臵效率。

設備耦合：電力系統的運行會受到物理定律（基爾霍夫定律）的約束。物理上，用戶與發電之間不是?點對點?的供應與交易關系，每個節點的電功率變化，都會引致系統內多個節點的共同調節，并改變線路功率。當線路達到傳輸功率上限時候則會?阻塞?，因此需要根據物理特性的優化電路，適配最佳出清電價和出清容量。隨著電網線路復雜度提升、和二次設備的增加，新型電力系統運行管理充分考慮海量網絡元件的耦合關系以求最優解。

為解決上述問題新型電力系統至少應具備四個基本特征：

1）廣泛互聯：形成更堅強的互聯互通網絡平臺，可以實現季節差互補、風光水火互調、跨地區跨領域補償調節等，實現各類發電資源共享及備用；

2）智能互動：將現代通信技術與電力技術融合，將電網打造成高度感知、雙向互動、智能高效的系統；

3）靈活柔性：電網要充分具備調峰調頻能力，實現靈活柔性性質，增強抗擾動能力；

4）安全可控：加大支撐電源發展，解決頂峰出力問題，實現交流與直流電壓等級協調發展，防范系統故障及大面積停電風險。

1.2電力市場化：政策指向明確2025年初步建成電力市場體系

政策指導電力市場體系建設邁入新階段。《指導意見》正式印發，強調要推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規劃和有效投資，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。事實上，自2015年以來，我國電力市場建設穩步有序推進，市場化交易電量比重大幅提升，多元競爭主體格局初步形成，尤其是電力現貨試點建設取得重大進展，首批試點中山西等地已實現長周期連續運行，市場在資源優化配臵中的作用顯著增強。但同時，我們通過現貨市場這個?探針?，也發現了電力市場仍然存在體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易仍存在市場壁壘等問題，這些暴露出來的問題需要從更高層面、從全國統一電力市場體系的角度去統籌解決。此次《指導意見》的出臺恰逢其時。《指導意見》在國家?雙碳?戰略目標指引下，為解決我國當前在推進電力市場改革過程中面臨的深層次問題注入了一針?強心劑?，將有助于統籌市場機制的有效銜接，充分發揮市場機制在價格形成、價格傳導和資源配臵上的決定性作用，更好地厘清市場與***的關系，是繼?中發9號文?之后，未來一段時間內推動電力市場改革、指引電力市場建設的又一重大綱領性文件。

多層次電力市場體系（時間周期）。電力商品在時間、空間維度具有價值，現貨價格為中長期交易提供參考，現貨價格、中長期價格逐漸趨同維持市場動態平衡。中長期市場：電力中長期交易在?日?以上的時間尺度上組織，包括：年度、月度和周，交易標的物主要是電量。中長期合同本質上屬于金融合約，合同約定的電量不強制要求物理執行，不會對電網安全運行造成限制。一次能源價格、電力電量平衡、電網運行方式等影響價格的因素不確定，所以未來現貨價格存在波動風險；為了規避風險，市場主體依據對未來預測、參照過去現貨市場價格，買賣雙方簽訂中長期合同。

現貨市場：電力現貨市場是在?日?以內的時間尺度上，即：日前、日內和實時，實現電能量與輔助服務交易的市場，交易標的物具有電力屬性，本質上是每個小時的平均發/用電功率。現貨市場基于電網安全約束統一出清，形成發電計劃及用于市場結算的分時分區價格，確保市場出清結果可調度執行，有效保障電網安全運行。1）日前市場。市場成員申報全電量發電能力，并傾向于按照發電成本報價；滿足次日不同時段的電力平衡，發現電力商品在不同時段的價格；滿足電網。2）實時市場。電力平衡的市場化調節、電網安全約束的市場化調整；發現電力商品在不同時段的價格，實時平衡調整；發現電力商品在不同地區的價格，實時阻塞管理。

多層次電力市場（電力平衡），電離平衡由粗略到精細。中長期市場包括雙邊交易（場外）、集中撮合交易（場內）、掛牌交易（場內）、容量交易（場內）。進而鎖定遠期價格，規避現貨市場價格波動風險。日前市場設備狀態基本確定，形成可執行交易計劃，形成日前分時價格。實時市場目的修正日前預測偏差，確保實時電力平衡，反應系統超短期資源稀缺程度。

多層次電力市場（合約處理模式）。中長期合約分為物理合約與差價合約兩類物理合約：中長期簽訂的合約分解后的電力合約曲線，在電力現貨市場中需實際執行，現貨市場優化的是增量空間，交易空間小、競爭程度低、優化效果差差價合約：中長期簽訂的合約分解后的電力合約曲線，在電力現貨市場中無需實際執行，現貨市場優化的是全電量空間，交易空間大、競爭程度高、優化效果好。

建設多層次的電力市場。電力無法大量儲存的特點使得電力必須分層次，計劃體制時代，發用電計劃的分配制度包括兩個層次：第一保證年度電量平衡，主要由地方經信委和***安排年度發用電指標分配制度（市場化簽訂年內長協，簽訂完除非雙方同意，否則無法修改，月度可以實時定）；第二實時電力平衡：電力調度機構（電網）執行的按天、按小時的發用電指標分配制度。放開發用電計劃后，市場機制推動直接交易，隨著計劃電的大幅縮減，市場交易的結果將主要決定機組的開機及發電負荷，從而影響電網的潮流分布，影響大電網的安全穩定運行。

美國目前電力市場交易標的物為分為電能、輔助服務、輸電權和容量。2002年美國成立由多個電力市場構成PJM市場，交易標的物分為電能、輔助服務、輸電權和容量，其中輔助服務又細分為調頻服務、備用服務、無功電壓服務和黑啟動服務。目前PJM市場已經成為美國最大的區域電力市場，覆蓋13個州和哥倫比亞特區。加州ISO于2014年11開始建立EIM市場（美國西部平衡市場），先后將西部8個州及加拿大部分地區的平衡資源納入市場。

電力市場：采用節點邊際電價（LMP）的電能定價機制，在日前和實時電能市場中，每個母線節點的價格由發電報價、購電報價和輸電網絡共同決定。輸電權市場：為規避電網阻塞帶來的價格風險，擁有輸電權的市場成員可以獲取阻塞收益。容量市場：根據對未來負荷需求的預測，出清容量電價，引導發電投資，保障電力的長期可靠供應。

我國目前形成?8+6?現貨市場試點。現貨試點：至2020年12月，8個現貨試點已全部啟動結算試運行，部分已完成以月為單位的連續結算試運行。2021年5月，確定遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北及上海6個地區為第二批電力現貨市場試點建設單位。非試點地區：全面啟動現貨市場建設，建設方案已全部完成編制，寧夏、吉林、新疆已正式發布，部分地區已明確發布時間。現貨市場建設工期確定，包括規則編制、技術支持系統建設情況、模擬試運行和結算試運行開展時間。

我國中長期建設規劃（2022-2024）加快構建全國統一電力市場體系。加快組建全國電力交易中心，建設國家層面電力市場，探索在南方、長三角、京津冀等地區開展區域電力市場建設。2022年全面放開發用電計劃。推動經營性用戶用電計劃全面放開推動氣電、可再生能源發電等具備放開條件的優先發電計劃有序放開。2022年全面建立需求響應機制。研究制定需求側響應支持政策，探索多元化補償資金渠道。充分調動需求響應資源，鼓勵將大規模分散的小微主體聚合起來，削減尖峰負荷。

2022-2023年完善電力中長期交易。切實提高中長期合同簽約履約質量。推動開展峰谷分時交易，約定分時曲線或曲線形成方式，有效拉大峰谷差價。2022-2023年完善輔助服務市場機制。豐富輔助服務交易品種。建立源網荷儲一體化和多能互補項目協調運營和利益共享機制。探索建立跨省跨區輔助服務市場機制。2023年深化電力現貨交易。全面推動用戶側參與電力現貨交易。推動具備條件的優先發電主體參與現貨市場。加快推動第一批試點長周期運行，推進第二批試點建設。（報告來源：未來智庫）

1.3推薦邏輯與機會匯總

技術升級與市場化改革共同推進新型電力系統建設。針對前述新型電力系統的需求多元化、平衡概率化、供應隨機化、資源需求不匹配（區域性、時間性）等方面的挑戰，電力行業將通過技術與政策兩方面應對：技術上運用綜合能源系統（火電靈活性改造，風光大規模裝機）、數字化轉型(電網數字化)、儲能在內的技術升級，另一方面是推進市場化改革，釋放相關政策，重新定位火電，發現綠電價值、理順儲能商業模式，利用市場自發調控供需與價格的關系，共同推進電力系統轉型。

市場化改革推動成本向用戶側轉移，形成電力板塊推薦邏輯。新一輪電力市場化改革最終推動成本向下游傳導的機制，2022年火電因煤價下跌帶來業績反彈、市場化政策帶來公用事業屬性下必然出現業績兌現與估值修復過程，且“在儲能和調峰能力為基礎支撐的新型電力裝機發展機制中”，火電轉型綠電運營商既有業績反彈邏輯又有綠電高成長屬性，是2022年最值得期待的板塊；同時，具備市場獨立主體地位的儲能因現貨市場價差與分時電價價差擴大將迎來投資爆發期；在電網側，我們認為受大基地建設需求影響疊加新基建拉動效應，2022年與2023年將成為特高壓建設大年。

投資機會：2022年電價回歸商品屬性，火電電價上行趨勢確定，綠電、核電等市場化交易溢價抬升。火電板塊業績修復，核電回暖，加速推進綠色轉型。煤電聯動帶來火電板塊公用事業轉型，估值上行，綠電高成長性帶來2億/GW利潤，PE約20倍；核電板塊依托市場化電量價齊增。光伏、風能度電成本不斷下降，投資回報率提高，風電、光伏基地建設擴大裝機資源。市場政策催化抽水蓄能裝機量小幅度提升，負荷側調峰需求帶來成長性、IRR6.5%保底。電化學儲能材料成本暴增或影響裝機進度，現貨市場+輔助服務市場+材料成本下降提振投資回報率，大幅提升業績。

2.1發電成本傳導理順：建立?能漲能跌?電力市場，煤電聯動成本傳導

現狀一：發用電失衡引致資金不平衡。發用電量失衡導致市場化發電與市場化用電不匹配，非市場化發用電發生時間不對應，而市場存在分時電價，出現了大量市場化發電（低賣）供給非市場化用電（高買）的情況，加劇了不平衡。我們以山東電力市場結算試運行為例，假設非市場發電量以上網電價結算（395元/MWh），市場用電量以中長期價格結算（382元/MWh），非市場發行量大，形成5.84億?高買低賣?電量供給市場化用戶。

解決一：政策放開用電計劃，建立?能漲能跌?的電力市場化機制。

價格改革：2021年10月11日，國家發改委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（下稱?1439號文?）：有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業用戶都進入市場，取消工商業目錄銷售電價，保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定，充分發揮市場在資源配臵中的決定性作用、更好發揮***作用，保障電力安全穩定供應?進行部署。同時?將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。該文件取消?工商業目錄銷售電價?大力推動了工商業用戶全部進入市場。

機制改革:2021年10月26日，國家發改委發布《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（下稱?809號文?），指出?建立電網企業代理購電機制，保障機制平穩運行，是進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革提出的明確要求，對有序平穩實現工商業用戶全部進入電力市場、促進電力市場加快建設發展具有重要意義。鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網企業通過市場化方式代理購電。

理順電價機制，推動電力直接交易及售電側放開。隨著“1439號文”和“809號文”的發布，在發電側有序放開了全部燃煤發電電量上網電價和用戶側推動工商業用戶都進入市場。市場供給、需求兩端均有擴容，以此加速了電力市場化的進程，扣除大約25%的農業與居民用電，預計明年市場化+電網代理交易電量占比達75%。

現狀二：煤價上漲難以傳導，導致火電巨虧形成供電安全風險。2021年9月中旬以來，全國多個省份出現錯峰甚至限電問題。盡管限電原因包括需求增速過快、可再生出力不足、能耗雙控、煤價過高等多層原因，但主因是煤炭供應不足導致電廠買不起煤、買不到煤從而造成煤電機組停機。全國平均標桿電價0.368元/千瓦時對應的完全成本和現金成本盈虧平衡分別為煤價634元/噸和964元/噸；點電價上浮20%即0.442元/千瓦時對應的完全成本和現金成本盈虧平衡分別為煤價895元/噸和1157元/噸，而國內煤價一度漲到超過2500元/噸。通過政策幫助煤電將成本向下游傳導是當務之急。

解決二：建立煤電聯動成本傳導措施，煤價700元/噸位臵可維持2020年企業利潤。由于煤炭是市場化的，一方面要保證煤炭生產的有效供應，另一方面也要保證電企的合理利潤。我們假設保證電企的合理利潤是煤炭長協基準價的基礎。假設電價上浮20%：0.368*120%=0.4416元/千瓦時，固定成本約0.13元/千瓦時，假設稅后合理利潤為3分錢/千瓦時（約6.8%），稅前利潤4分錢/千瓦時。

煤價測算：(0.4416-0.13-0.04)/300*5500/7000=711元/噸。假如年度長協電價可上浮20%，對應的煤炭基準價可設在700元/噸。假如年度長協電價上浮水平不達20%，則基準價應作相應調整。

我們測算煤價分別為650元/噸、700元/噸、800元/噸時典型上市公司成本及財務指標，當煤價為700噸時，火電企業可基本維持其2020年度利潤。煤價650/700/800元/噸時，火電企業業績增厚比例約為15%/-1.7%/-36%。

現狀三：中長期合約分解為現貨市場存在阻礙。1）用戶掌握的知識與信息還不充分，其缺乏自行分解中長期合約曲線的能力。2）中長期合約距離實際運行時刻較遠，具有較大的不確定性，難以提前實現合約電量的分解。3）中長期合約的曲線分解直接關系到市場主體的收益，因此合約分解相關機制需進一步研究，包括分解負責方、分解***、偏差調整、結算清算等事項。

解決三：?電力合約曲線?分解中長期合約到現貨市場。電力現貨市場一天內含有多個交易時段，由于光伏正調峰性（白天出力多）和風電反調峰性（夜間出力多）導致現貨市場供需錯配，進而出現各交易時段出清電價不同。日前市場分時的價格信號能夠激勵儲能、需求側響應、調峰資源的交易行為，激勵電化學儲能平抑新能源發電短時間尺度的波動性、跟蹤負荷的時變性；實時市場的尖峰電價能夠激勵儲能套利行為和需求側動態響應；調頻市場的價格信號能夠激勵儲能以更快速的方式確保更細時間尺度內的電力供需平衡。中長期合約標的物為電量，由于無法明確各時段對應的電量，需將中長期合約的電量分解至每個時段，即電力合約曲線。

2.2完善調峰成本分攤，火電靈活性改造空間廣闊，完善輔助服務

現狀一：火電靈活性改造需要疏導固定成本。碳達峰、碳中和目標下，預計?十四五?時期年均新增新能源裝機1億千瓦以上，超出全社會用電量增速，系統消納壓力持續增長，調節能力成為制約新能源高質量發展的關鍵因素。相比氣電和儲能，火電靈活性改造投資運行成本較低，建設周期較短，是?十四五?時期提升電力系統調節能力的主要措施。雙碳背景下，光伏和風能為代表的新能源發電方式出力不穩定，導致?棄電?，火電靈活性改造是從電源側調節進而提高電力系統靈活性的主要手段之一。增加調峰能力核心目標是充分響應電力系統的波動性變化，實現降低最小出力、快速啟停、快速升降負荷的三大目標，其中降低最小出力，即增加調峰能力是目前主要的改造目標。

解決一：火電靈活性改造空間廣闊。火電靈活性改造能將機組最小出力由傳統的60%降至30%，提高調峰效率；燃氣機組啟停快、運行靈活，可為清潔能源與負荷波動提供靈活調節，兩者挖掘調峰潛力最具現實可行性。

政策：2016年，電力?十三五?規劃中國家能源局要求熱電聯產機組和常規煤電靈活性改造規模分別達到1.33億千瓦和8600萬千瓦左右。2021年，發改委要求存量煤電機組全部進行靈活性改造。預計?十四五?期間改造規模為2億千瓦，增加系統調節能力30GW-40GW，促進清潔能源消納。

主要路徑：純凝機組改造和供熱機組改造。純凝機組針對深度調峰和頻繁啟停的運行狀態進行改造，提高低負荷運行能力，提高調節能力來滿足煤質特性、電力系統調峰需求以及所在地政策要求。供熱機組針對采暖期實現熱電解耦運行進行改造，提高供熱時調節復合。

?十四五?火電靈活性改造市場新增規模，高方案217億元，低方案57億元。我們基于?十四五?各地區分機組類型火電靈活性改造規模和成本測算?十四五?新增市場規模。假設：

1）新增改造投資。初凝機組改造單位投資：45元/千瓦。供熱機組，高方案熱水蓄熱儲能技術單位投資：180元/千瓦，低方案低壓缸零出力技術單位投資：22元/千瓦。

2）運行成本。凝機組年運行成本：12.65元/千瓦。供熱機組運行成本：高方案熱水蓄熱儲能技術：13.99元/千瓦，低方案低壓缸零出力技術：0.44元/千瓦。

經測算?十四五?期間新增初始投資規模高方案196億元、低方案49億元。新增運營規模高方案21億元、低方案8億元，共計新增市場規模高方案217億元、低方案57億元。

疏導機制：三種補償方式設計。火電靈活性改造成本較高需要合理的疏導機制，保證主要資金來源。一次性改造資金補償、靈活性改造加價以及完善輔助服務補償和市場機制均是疏導靈活性改造成本的重要方式。

現狀二：輔助服務費用偏低且為發電側零和博弈。輔助服務費用全部由發電側分攤，用戶不承擔費用支出，相當于發電企業之間相互補償，資金來源有限；補償標準僅為發電企業收入0.2~0.3%,影響企業提供服務和投資的積極性。

解決二：擴大輔助服務品種，增加輔助服務主體，相關成本向下游用戶疏導。完善有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及恢復、靈活性改造調峰容量交易等輔助服務。按照?誰受益、誰承擔?的原則，輔助服務市場成本不應完全由發電側提供。2021年12月24日，國家能源局發布《并網主體并網運行管理規定》、《電力系統輔助服務管理辦法》（以下簡稱?新版‘兩個細則’?）。新版?兩個細則?將取代?42號文?和?43號文?，并明確新型儲能和抽水蓄能等可調節負荷作為新增獨立主體參與。分攤機制由并網電廠內分攤變為發電企業與電力用戶共同分攤，進一步優化現有電力輔助服務補償與分攤機制。

2.3完善備用成本分攤機制：建立容量市場完善定價體系

現狀一：新能源不提供電力，火電機組容量不斷擴大。消納新能源付出的系統成本將會明顯上升，電力系統源網荷儲各環節建設和運營成本都要增加，且新能源發電成本下降不能完全實現對沖。美國能源部NEA2019年12月的研究《脫碳成本-高比例核能/可再生的系統成本》（Thecostofdecarbonlization-Systemcostwithhighsharenuclearandrenewables）表明，系統成本通常分為以下四類：配臵成本（或稱備用成本）、平衡成本、網絡成本和連接成本。該研究表明，如將明確VRE技術目標與嚴格的碳排放限制結合起來，對發電組合的構成及其成本具有重要影響，總裝機容量隨著VRE占比增加而顯著增加。

由于物理慣量主要由同步機帶來，VER并不提供電力，所以在增加可再生能源的同時，系統仍需要為頂峰出力繼續增加火電機組。因此，相同條件下，系統全部由可控電源構成不安裝VRE的容量為98GW，而VRE滲透率達到10%、30%、50%和75%后，系統的總容量分別增加到118GW、167GW、220GW和325GW。

現貨市場采用邊際出清的價格機制，發電機組競爭的是變動成本，容量成本并未體現。電力系統存在明顯的峰谷效應（5%峰荷30小時），因峰荷時段的電能生產成本極高現實市場不允許出現?天價?，峰時電價被壓制，定價機制被扭曲，發電機組大多無法合理回收成本，而這些機組事實上履行了保障峰荷的容量義務，需引入容量補償機制或容量市場，給予發電機組合理補償/激勵，完善電力市場的定價體系。

解決一：引入容量市場機制。2021年5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格“2021”633號），提出以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，強化與電力市場建設發展的銜接，進一步完善抽水蓄能價格形成機制。容量電價是否覆蓋電化學儲能仍處于討論之中；山東等部分地區已探索構建火電容量電價機制。根據目前新能源裝機特點，考慮激勵新能源裝機，設計綠電與綠色證合一的綠電交易市場，綠電市場中可以不帶發電曲線，僅提供電量。基于新能源固定成本設計時序分攤的分時容量定價機制，通過競爭形成各時段分時容量電價，引導資源配臵。基于新能源固定成本分攤設計競爭性容量定價機制，根據正調峰和反調峰時段差異性進行容量成本補償，發現新能源差異化容量價值，以分時容量電價度量儲能的價值，進而激勵新能源與儲能協同發展，同時分時容量電價還能激勵用戶投資儲能。

現狀二：系統帶來消納成本猛增，需要向下游傳導。當VRE占比為10%時系統成本不到10美元/Mwh，VRE占比達到50%和75%時，系統成本分別達到28美元/Mwh和超過50美元/Mwh。上述成本的變化與水電資源的調節能力相關。從全成本角度看，VRE占比10%相比傳統可調度發電機的參考系統的成本高出約5%，在中等規模的系統中，對應的額外成本約為20億美元/年；當VRE占比30%/50%/75%時，成本相對基本情景每年增加約21%/80億美元，42%/150億美元和87%/330億美元。據此，如不考慮系統供應結構差別測算，2020年，我國VRE占比約15%，至2027年，我國VRE占比約30%，則系統成本約為0.40元/千瓦時的21%即8分錢左右，而合理疏導系統成本成為市場化改革的重中之重。

解決二：輔助服務與能量交易聯合優化出清。單獨開展時，機組多中標電能量無法提供足量的輔助服務，導致系統調節資源不足，也會影響機組收益機組不中標電能量；只中標輔助服務，又會導致交易結果無法執行。需要建立聯合考慮能量和輔助服務，使用一套交易流程，確保出清結果一致，交易可執行聯合考慮能夠實現完整發電空間優化，目前國際市場普遍采用聯合優化出清方式。

2.4合理疏導電網建設成本：投資總量難以大幅增長，關注結構性變化

現狀：?十四五?特高壓建設加大，配電網升級需要大量投資。國家電網已累計建成投運?14交12直?特高壓輸電工程，在建?3直?特高壓輸電工程，在運在建29項特高壓輸電工程線路長度達4.1萬千米，變電（換流）容量超4.4億千伏安（千瓦），累計送電超1.6萬億千瓦時；南方電網已形成?八交十一直?輸電大通道，送電規模超5800萬千瓦，年送電量超2300億千瓦時。根據國家發改委、能源局數據顯示?十四五?期間，國家電網公司計劃將持續提升已建輸電通道利用效率，作為電網發展主要內容和重點任務，實現已建通道滿功率運行，提升輸電能力3527萬千瓦。規劃建成7回、開工建設一批、研究儲備一批特高壓直流，新增輸電能力5600萬千瓦。到2025年，公司經營區跨省跨區輸電能力達到3.0億千瓦，輸送清潔能源占比達到50%。在受端，擴展和完善華北、華東特高壓網架，加快建設華中特高壓網架，實現500千伏合理分層分區，構建風光水火資源優化配臵平臺。

送電端：推進西南特高壓網架建設，完善西北、東北750/500千伏網架，支撐跨區直流安全高效運行。?十四五?500千伏及以上電網建設投資約7000億元，2025年華北、華東、華中和西南特高壓網架全面建成。受電端：擴展和完善華北、華東特高壓網架，加快建設華中特高壓網架，實現500千伏合理分層分區，構建風光水火資源優化配臵平臺。

解決：重視電網結構性變化。由于23年監審前較難大幅增加電網投資規模，電網投資總量受限，因此更多是結構性變化，如特高壓投資比例增加。?十四五?為滿足負荷增長和分布式電源接入需求的城鎮配電網，消除供電薄弱環節，提升城鄉供電均等化水平、供電保障能力和電能質量。需要規模化推進城鄉配電網智能化改造，提高裝備標準化和配電自動化水平。?十四五?將繼續提高主配一體調度自動化系統覆蓋率，提升配電網設備可觀測率；加大農網改造，更新智能電網等。

2.5儲能系統參與電力市場：設計儲能市場機制，?源網荷儲?深度一體化

美國儲能發展：降本+政策驅動，表前市場爆發增長。裝機指數級增長顯現：根據WoodMackenzie統計，2020年美國部署了1.46GW/3.12GWh的儲能系統，其中電化學儲能新增1.1GW/2.6GWh，2020年末，美國電化學儲能裝機達3.5Gwh，我們預計2021年末裝機容量達12Gwh，2022年累計容量有望繼續翻倍。表前市場：2020年迎來爆發增長。儲能在美國表前市場主要應用于調峰、調頻、輔助服務等，與中國?電源側+電網側?的效用相當。根據WoodMackenzie數據，2020年美國表前市場裝機容量增速達464%，表前存量裝機達25Gwh以上。

驅動因素：美國儲能表前市場高速發展的核心驅動來自成本下降。成本下降以外的推動因素包括：1）主體地位明確：政策賦予儲能明確市場地位，輔助服務市場發展快速；2）補貼促進新建：補貼推動儲能發展，補貼收益在項目初期占比可達50%，伴隨稅費減免等非直接補貼，拉動效應顯著；3）市場機制成熟：成熟的現貨市場為合理化的費用傳導機制奠基，推動行業長期穩定發展。

841法令兩大核心變革：1、賦予儲能和其他主體一樣的市場地位：允許儲能參與能量、容量、輔助服務等全體系市場，并允許儲能在市場上申報投標購電或售電，且其充放電能按照節點電價結算。2、降低準入門檻：將儲能的準入門檻從1MW降低至100KW，增加市場主體數量，實現更大范圍內更優的資源配臵；明確儲能的荷電約束狀態，保證儲能不同時充放電，并考慮儲能的能量優先性核定其容量價值。

成本下降：電池成本逐漸下降，申報項目裝機開始在2021年放量。美國開發商從項目開發到并網的周期一般在2年或更久，根據EIA數據，2019年來，電化學儲能成本為590$/kwh，較2015年下降了72%。2019年，業內對電池成本繼續下降有樂觀預期，申報項目眾多，項目并網期在2021年，導致美國裝機量在2021年開始驟增。從地域看，主要的裝機增量在加州和德州。

現狀：儲能系統需要合理回報，成本需向用戶傳導。現有價格和市場機制無法準確反映新型儲能對于系統的實際價值。大部分省份尚未建立?按效果付費?的補償機制，各地區新型儲能參與輔助服務市場的運行規則差異較大，未納入爬坡速度、調節精度等質量因素，無法準確體現儲能對系統的實際價值，且獨立儲能的市場準入資格也有待進一步明確。儲能依靠峰谷價差套利可能導致儲能布局與系統實際需求并不匹配的問題，引發盲目投資，甚至系統效率下降。（報告來源：未來智庫）

解決：儲能行業發展初期靠政策+補貼支持，長期靠降本與市場調節

目前增速：2022年電化學儲能、抽水蓄能新增裝機總量預計分別為4.2GW、35.2GW。截至2020奶奶滴，我國電化學儲能累計規模為327萬千瓦；在理想場景下，預期2025年累計投運規模達到5588萬千瓦，年均增速76.4%。國家電網規劃，2025年，經營區新型儲能容量超過3000萬千瓦，2030年1億千瓦左右。南方電網規劃，推動按照新增新能源的20%配臵新型儲能，?十四五?和?十五五?期間分別投產2000萬千瓦新型儲能。我們認為在儲能現貨市場和輔助服務市場構建后，電源側配套儲能的經濟效益將得到提升，新增裝機占比將達到近80%。

抽水蓄能：當前抽水蓄能度電成本約為0.2元/千瓦時，遠低于電化學儲能和其他方式，磷酸鐵鋰電池作為目前商業化應用的綜合性能較高的典型儲能技術，其度電成本為0.62-0.82元/kW〃h。水電是唯一具備調峰儲能能力的非化石能源，抽水蓄能作為當前儲能主力形式，明年占新增儲能比例仍會達到近90%，往后看占比逐步降低。2021年4月兩部制電價出臺，將抽水蓄能成本納入輸配電價核算，理順抽蓄行業成本傳導機制，并為企業合理利潤兜底。

電化學儲能：各省為了提高新能源并網效率，降低棄風棄光率，明確新能源配臵儲能方案。2021年至今山東、浙江、湖南、廣西、內蒙古、陜西等25省（市）共發布33份文件，明確新能源發電項目儲能配臵要求，普遍省份（地市）儲能配臵比例區間在10%~20%，備電時長在1h~4h。各地省市均明確儲能可以參與輔助服務市場獲得收益，在保障經濟性的前提下，大大激發發電企業新能源裝機與儲能配臵的積極性。

電源側、電網側、用戶側、輔助服務市場、補貼疏導成本共同鼓勵儲能建設。1）電源側：部分省份***主管部門核準新能源廠站時，在核準文件中要求配臵10%以上儲能，新能源并網時，電網企業也會核實是否配臵足額儲能，若沒有配臵，不予并網。2）電網側儲能：電網側儲能成本疏導，電網下屬企業可能會加大儲能投資力度。3）用戶側儲能：發改委在各種文件要求逐步拉大峰谷價差，給用戶側儲能發展創造條件。

輔助服務市場：京津唐、山東、江蘇、安徽、福建、華中、湖北、湖南、甘肅、青海、寧夏、新疆等12個地區允許儲能獨立參與輔助服務市場，基本為調峰輔助服務市場，山東、江蘇、福建、甘肅4省儲能可獨立參與調頻輔助服務市場。補貼：新疆對在執行電力調度指令進行充電期間給與儲能0.55元/千瓦時充電電量補償。疏導成本：廣東首次將抽水蓄能電站的費用和需求側響應費用向用戶側疏導。

儲能應用促進?源網荷?全產業鏈發展。電網側：電網企業經營性租賃；合同能源管理機制；容量電費機制。發電側：儲能聯合火電機組調頻；新能源場站配臵儲能減少棄電與并網考核；儲能通過共享方式參與調峰；儲能參與輔助服務市場調峰調頻。用戶側：削峰填谷降低電費；光儲一體化模式提高光伏自發自用率。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫-官方網站