電力行業(yè)深度報告：電改的現(xiàn)在與未來，目前的形勢和我們的任務

　　1.2.2 調頻市場：電能量市場的重要補充

　　調頻輔助服務經常因其名稱而讓人迷惑，但調頻輔助服務本質上還是對電能量的調節(jié)。 調頻輔助服務理論上就是為了彌補調頻輔助服務是為了彌補電力市場和調峰輔助服務無法 解決的實時平衡問題，主要依靠自動控制技術來進行調整。 調頻已經成為儲能的重要收入來源之一。各地陸續(xù)允許新型儲能參與調頻輔助服務市 場，而目前在多數(shù)地區(qū)，調頻輔助服務已經成為儲能最重要的收益來源。對于調頻輔助補 償基準，華東和南方區(qū)域采用積分電量(即調頻容量乘以調用時間)，而華北和甘肅則采 用調頻里程(即調頻容量乘以調用次數(shù))。調頻補償?shù)挠嬎惴绞讲⒉恢匾?，重要的是看新型儲能參與調頻輔助服務相比于火電等傳統(tǒng)機組是否存在優(yōu)勢。華東、南方區(qū)域儲能與火 電相比，補償計算方式沒有任何區(qū)別。華北區(qū)域同等調頻里程情況下，儲能的補償費用僅 有火電的一半。而對于甘肅省，補償費用則高于火電。

　　備用輔助服務指為保證電力系統(tǒng)可靠供電，在調度需求指令下，并網主體通過預留調 節(jié)能力，并在規(guī)定的時間內響應調度指令所提供的服務。備用分為旋轉備用和冷備用。 轉動慣量輔助服務是為了應對新能源穩(wěn)定性弱而引入的目的是加強電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的 的輔助服務，爬坡輔助服務是為了應對新能源或負荷劇烈變化而引入的輔助服務。這兩項 輔助服務目前開展的地區(qū)較少。 另外隨著各地缺電形勢加劇，各地新版“兩個細則”均對需求側響應和虛擬電廠參與 輔助服務獲取收益的方式進行了規(guī)定。其中南方區(qū)域的規(guī)定最為詳細，不僅規(guī)定了需求側 響應和虛擬電廠的準入門檻，還對調節(jié)能力、持續(xù)時間等進行了規(guī)定，補償費用為固定補 償。甘肅省對需求側響應和虛擬電廠的準入門檻最低，分別僅有 1MW 和 5MW，遠低于 南方區(qū)域，價格形成方式為市場報價，價格上限低于廣東，但另行規(guī)定了應急削峰和應急 填谷服務，補償標準接近廣東省。

　　華東區(qū)域和華北區(qū)域在“兩個細則”中對需求側響應和虛擬電廠均未做單獨規(guī)定，而 是將其直接納入到 APC(自動功率控制)輔助服務中。APC 輔助服務是 AGC(自動發(fā)電控 制)的延伸，AGC 一般僅針對發(fā)電廠，而 APC 則進一步涵蓋了儲能以及用戶側資源等，也 就是說在這些地區(qū)需求側響應和虛擬電廠是納入調頻輔助服務聯(lián)合補償，這也與調頻輔助 服務的原理有關，后面第 2 章可以看到歐洲的虛擬電廠基本都是納入調頻輔助服務。APC 與 AGC 類似，補償費用獲取主要與調節(jié)量和調節(jié)系數(shù)有關。

　　1.3 容量電價：抽蓄和氣電已實行容量電價 煤電容量電價仍 在探索

　　如果電能量市場可以充分反應成本，那么按理說對于煤電，即使未來利用小時數(shù)下降， 依然可以通過提高高峰時段電價(此時新能源無法提供電能，煤電擁有定價權)來彌補收 益，這是最為理想的情況。但實際情況，以上機制會面臨兩個問題：(1)難以預測未來電 價：對于長期的用電需求及新能源出力難以做出準確預測，火電企業(yè)難以精確預估電價趨 勢;(2)無法激勵冗余機組建設：電力系統(tǒng)作為公用事業(yè)屬性，保證供電安全是首要目的， 在極端情況(高溫導致用電負荷超出預期、外部因素導致部分機組非正常停機等)下應保 證有冗余機組提供電能，但只有電能量市場的情況下，投資方沒有意愿建設冗余機組。 那么此時部分國家便研究出臺了容量電價政策。電網預估未來全社會冗余容量需求， 并出臺容量補償(固定數(shù)額)或容量電價(市場競標)來支付給這部分機組保證其收益。 這部分電量不論后續(xù)是否需要調用，均需要支付給機組，相當于用戶側支付的“保險”。 需要注意的是：容量電價由用戶側支付這一點相當重要，因為根本上來說極端情況下容量 不足，對于發(fā)電企業(yè)來說并沒有實質性損害。

　　在我國，目前名義上的容量電價主要包括抽水蓄能、天然氣發(fā)電以及山東省和云南省 的煤電。 抽水蓄能：我國截至目前共出臺了 2014 年 7 月《關于完善抽蓄電站價格形成機制有 關問題的通知》和 2021 年 4 月《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》兩份抽 水蓄能電價政策文件，均強調了抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，其中容量電價主要體現(xiàn)抽蓄電 站保障電力系統(tǒng)安全的價值，彌補固定成本+合理收益;電量電價體現(xiàn)調峰填谷效益，彌補 抽發(fā)電損耗等變動成本，條款基本一致。政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由 電網企業(yè)支付，納入省級電網輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級 電網輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產抽水蓄能電站容量電費。容量電價機制按照 6.5% 準許收益率核定。

　　天然氣發(fā)電：天然氣發(fā)電響應速度快的優(yōu)點使其成為部分地區(qū)重要的頂峰電源和調峰 電源。這也導致天然氣發(fā)電利用小時數(shù)較低、電價較高。為了保證天然氣發(fā)電的合理收益， 各地對天然氣發(fā)電的電價都做出了特殊規(guī)定，大體可以分為兩種：(1)第一種以湖南、廣 東等地為代表，根據(jù)機型、利用小時數(shù)不同規(guī)定電價。比如湖南、廣東;(2)第二種以河 南以及江浙滬等地為代表，采用了容量電價+上網電價兩部制電價。

　　山東容量電價：山東省容量電價與山東省現(xiàn)貨市場推進有關，2020 年 6 月山東省發(fā)布 《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》，首次提出了容量補償。容量補償電價(當前 價格為 0.0991 元/度)直接附加在電價中，由市場化用戶承擔，并由機組能夠提供的可用 容量分攤。 云南容量電價：云南容量電價出臺時間為 2022 年 12 月的《云南省燃煤發(fā)電市場化改 革實施方案(試行)》，文件規(guī)定燃煤發(fā)電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調 節(jié)空間參與調節(jié)容量市場交易，交易價格為 220 元/千瓦·年±30%，買方為未自建或購買共 享儲能服務的新能源場站。 前文我們分析過容量電價本質上是用電側為可靠用電購買的“保險”，目的是促進可 靠電源冗余投資以保證電力安全。從這個角度來看，云南容量電價全部由新能源場站來承 擔，且與新能源的電價相關，因此云南容量電價本質上是一種“輔助服務”，與甘肅的調 峰容量市場相似，而山東省容量電價更多像給當?shù)鼗痣姍C組整體的電價補償，并未反應未 來容量的需求。從這個角度看，中國尚未有真正的煤電容量市場。

　　1.4 輸配電價：歷經三輪監(jiān)管周期改革 電改道路已經鋪平

　　1.4.1 輸配電價改革始于 03 年 15 年改革全面加速

　　我國輸配電價市場化改革正式提上議程是在 2003 年。2003 年《國務院辦公廳關于印 發(fā)電價改革方案的通知》中，首次提出輸配電價應輸配電價由政府價格主管部門按“合理 成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”原則制定，從此我國輸配電價開始正式向“成本+ 合理收益”的模式過渡。在此之前，我國電力市場是計劃電價模式，發(fā)電廠的上網電價和 用戶側銷售電價均由政府核定，電網公司收取的輸配電價實際上為其差額。這種模式最讓 人詬病的地方在于電網公司依靠其壟斷地位獲取了超額的收益，且這種定價機制過于死板， 對于引導用電和引導建設電源都有一定的負面影響。

　　輸配電價真正實現(xiàn)全面加速改革則是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，《中共中央國務 院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)【2015】9 號)下發(fā)，輸配電價改革全面 加速。2016 年 12 月 22 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》， 2017 年 12 月 29 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網輸電價格定價辦法(試行)》《跨 省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法(試行)》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價 格的指導意見》，對省級電網、區(qū)域電網、跨省跨區(qū)專項以及增量配電網價格進行了全面 細化，并規(guī)定了每三年作為一個監(jiān)管周期，首個監(jiān)管周期到 2019 年結束。 2020 年，隨著《省級電網輸配電價定價辦法》、《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》、《跨 省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》等規(guī)定正式發(fā)布，我國正式制定出臺了第二監(jiān)管周期 輸配電價，全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價;首次實現(xiàn)了 對所有省級電網和區(qū)域電網輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸 配電價，首次將“網對網”外送輸電價格納入省級電網核價。至此 2005 年《關于印發(fā)電價 改革實施辦法的通知》中制定的目標才基本完成。

　　輸配電價三個組成部分中，共用網絡輸配電價和專項服務價格統(tǒng)均采用“核定成本“+ “準許”收益的機制，其中受歷史沿革問題影響，我國輸配電價存在大額的交叉補貼，主 要是高電壓用戶向低電壓用戶補貼以及不同省份之間的交叉補貼等。根據(jù)《省級電網輸配 電價定價辦法》，省級電網實行“準許成本+合理收益”的定價模式，各電壓等級輸配電價 =該電壓等級總準許收入÷本電壓等級的輸配電量。我們可做如下簡要分析：(1)根據(jù) 2017-2020 年分電壓等級投資數(shù)據(jù)來看，電網單位容量投資額基本呈現(xiàn)電壓越低單位投資 額越高的特點。(2)而我國目前裝機以火電、水電等直接接入 220kV 及以上電網的大型 機組為主，電量隨電壓等級遞減。(3)高電壓等級電網建設利用率高，傳輸相同電量所需 的容量更少。基于以上三點，低電壓等級電網輸配電價應顯著高于高電壓等級。 交叉補貼存在的問題：交叉補貼歷史較久，我們認為在我國優(yōu)先保證居民和農業(yè)用電 的基本原則下，短期破除難度較大。但交叉補貼影響了實際供需關系，且隨著居民用電比 例提高矛盾會更加突出。