一、电力、能源市场观点分享
2021 年是中国电力市场重要的一年。
首先是双碳驱动下的电气化转型， 鉴于风光的物理属性，需要在消费侧做电气化。电力在终端能源的占比，从当前的 27%增加到 2060 年的 90%以上。此外，因为限电，电价摆脱了一味降价的情况，成本可以向下游的用户去传导。电价实现了真正的有涨有跌，才可以还原电力属性。我们认为火电板块有公用事业属性的回归，绿电会有稳定的较高增速发展，2022 年会是板块业绩高增的一年。
从电力结构看，风光发电占比从 2020 年的10.6%增加至 2030 年的 16.7%。电源侧，电力系统中水电、核电、火电等出力稳定，集中可控的电源构成，现在风电和光伏的曲线波动很大，电网的稳定性降低。电网会更加复杂，一些微电网体系在大电网中生存，电气化带来的更多电动车，会使负荷端在配网侧有很多变化。这种变化首先会带来强直弱交的输电系统，包括风光大基地，需要更多的特高压直流，明年为了消纳，会建立更多的特高压。
电网中风光比例增加，不稳定性使得电网间的互联互通更加重要，未来会有更多的交流特高压，形成更强劲有力的电网。且未来会有大量柔性的输电技术在开发中，从挑战看，面临需求多元化，平衡的概率化，也面临供应随机化。大的系统中，储能会增加，特高压的利用率增加，会建立更多的火电厂，这些都意味着系统成本的上升，会涉及电价改革、煤电联动、辅助服务市场，以及绿电市场都是为了使新型电力系统做的更好。尖峰负荷更加高，需要更多火电来调节，意味着系统会增加较大火电。十四五期间，至少增加 170GW-200GW 的火电，可能更多。政府能够看得到方向，新型电力系统是需要储能体系的。
从政策端，7 月储能相关的陆续出台政策，包括分时电价政策等。系统中目前缺长效储能，核电可以承担一些顶峰，但抽蓄和核电的建造周期很长。电化学储能的商业模式和运行机制，是正在考虑的事情， 辅助服务市场也是在考虑给储能良好的发展空间。东北的拉闸限电，部分是有能源双控的问题，东北很大的问题也是因为缺煤，没有把电价传导下去。改革：2015 年，国内做了第二轮的输配电价改革，改革前，电力由电网做统筹统销。两个电价，第一个电价是发电侧的标杆电价，第二个是用电侧的目录电价。电网主要向煤电收购电，向用户侧卖电。
2015 年后，煤电和大工业实现了用户间的购售电，改革后，整体的电价不能及时疏导下去，因价格一般是年度长协。当市场化的煤炭价格变化，电价无法向下及时传导，这是导致今年电厂不愿发电的原因，未来需要保障煤电 100%进入市场。1439 号文出台后，取消了目录电价，标杆电价依然在，但已经发生了变化。明年煤电 100%会进入市场，会使电力市场化占比提升较多。2020 年底，电力市场化占比在36%，到明年年末，预计市场化比例会到 75%，这是最大的变化。
第二个变化是煤电联动。电力运营商并不愿意装火电的原因有两条，1）火电不符合双碳目标；2）经济性上没有太好的回报。从发电收入上看，推动火电的公用事业化，也会用辅助服务市场，给到火电更多补偿。关于绿电和电量平衡：绿电是实现双碳目标的重要工具，近期绿电的交易价格有较大幅度的上涨，给到绿电合理回报。
绿电会做一定的偏差考核，若报价策略不好，会产生大量的偏差考核的费用。绿电市场，签订的合同不带发电曲线， 仅考核电量，不会有过多的不平衡费用产生。政府会鼓励绿电，对本地区的消纳和促进装机都是有好处的。电力市场中，电量平衡更多指的是中长期协议（大部分是用户和运营商直接签署，包括 80%年度长协，10%的月度长协，剩余 10% 做电力平衡，此部分由电网做电力平衡）。之前只有 10%通过现货市场得到弥补， 长协部分都是电厂承担亏损。下一步，主要是煤炭长协与电量长协做匹配，我们认为匹配度在 90%左右。频率改变为月度，后面每个月会参考上个月的价格等。今年起，电价的基准价更多是用来作为锚点。此外，煤电联动规则还没出， 规则出来后，已经签订的长协会跟着规则一起走，届时也会有适当的修改。美国2017、2018 年主要推进了储能的主体地位。
两个细则的框架之下，会对储能有积极影响。风光的并网是要承担一定成本，以东北地区为例，过去的辅助服务是对新能源收益率有一定影响。实际上，在两个细则发布后，对整个新能源带来有利影响，成本逐步向用户侧传导。
推荐综合能源服务商，1）火电其实在整个新增装机系统中，非常有利，无论是内蒙的灵活性改造，或者更大的目标中。火电的调峰、储能能力，运营商如果有火电，更有机会实现绿电装机目标，推进包括华能、华电、三峡集团。2） 2023 年后，输配电价会有增长，新型电力系统会更清楚投资方向，会是电力系统体量的增加。整县光伏，未来可能会延迟一些，如果不推进整县光伏，配网侧的投资可能会有些减少，未来十四五期间配网的投资依然会比较高，具体要看十四五的电力规划路径。
明年下半年，后年上半年，第三轮的成本监审周期到来，大致成本会增加 1-2 分钱，主要看电力系统投资需求的增加。标的推荐：华能国际、内蒙华电、华润电力，皖能电力。大基地的建设，十四五期间会有特高压投资，建议关注特高压板块。抽蓄进入市场：1GW 的抽蓄进入市场，会获得 4000 万左右的回报，在之前 6.5%的 IRR 后，再获得这部分额外回报。
Q1：明年电网投资情况？
A：电网投资会有一定增幅，预期明年，总量可能增加 2%-3%。大基地的产生，需要很多特高压，明年特高压的占比会高一些。
Q2：如何给综合运营商的估值情况？
A：对于火电板块，提供一些现金流，可以按照 1 倍 PB 进行估值。新能源板块，注意观察是否能够装机目标；对华能这种公司，可以给 30 倍的 PE，需要观察利润的占比，若风光带来的增速较快，风光给到匹配增速的市盈率比较合适。
Q3：如何看待文山电力的估值？
A：可以参考长江电力，随着电力峰谷价差增大，抽蓄利用率会增加。辅助服务市场的定价会逐渐出现，也会有部分增量收入。
Q4：如果明年火电都是 100% 市场化交易，那火电发电价格如何确定，完全看在交易所的供需决定吗？还是会参考标杆电价？
A：80%-90%是双边来谈，由供需决定。参考广东省，用户比较强势，用户认为明年供需没有这么紧张，若明年供需紧张，在广东电力现货市场可以看到。不太会参考标杆电价了。
Q5：新能源到 2030 年都会高增长，电网建设相对滞后，电网可以支持新能源高增长吗？
A：匹配新能源的增长，电网需要通道先行。未来支持高增长，会有涨电价的过程，对电网的投资也会更细清晰的计划。未来电网投资，一定不会像明年2%的增长，而是有比较高的增长，具体还要看电力规划出台后进行测算。
两个细则是，国家能源局在 2006 年印发的发电厂并网辅助服务管理办法， 各个地方会根据办法制定实施细则。电力法、电力调度管理条例、电力系统安全稳定准则等一系列行业标准，对所有的并网一次、二次设备，调峰、调频提出要求。这些法规和标准制定后，没有很强的抓手，出台的细则是给调度增加抓手。考核后，机组每个月会将这些考核费用，按照发电量均摊。对辅助服务考核，包括二次调频、深度调峰、备用、有偿无功等补偿，调度系统会通过一些调动自动化的数据、事后统计，对提供辅助服务的情况和能力进行统计，对辅助服务费用进行计算。提供辅助服务的会得到补偿，未达到标准的机组会承担费用。目前各个地区的情况看，新能源、核电等调峰能力差的承担费用，火电和部分水电可以得到补偿。同一个火电，可能在辅助服务获得收益。
1、为什么要进行《两个细则》的修订？
旧的细则已经执行 15 年了，本次修改主要是结合近几年的实际运行情况，包括考虑未来的新型电力系统。旧的体系不适应体现在：
1）风光装机增加，新型主体需要考虑进去；
2）过去对风光等并网运行的标准，考核较低，不适用未来对风光的考核；
3）过去辅助服务的补偿，价格固定，价格补偿较低，不利于火电灵活性改造，也无法覆盖辅助服务成本，之前低煤价、低风光时候，辅助服务市场收益是较差的，未来辅助服务的需求、费用、成本都加大，需要提高辅助服务费用的标准；
4）之前的辅助服务品种较为单一，无法满足新型电力系统建设要求，无法满足储能等。目前的调频辅助服务，不到 1/3 的省份有；备用辅助服务，仅有个别区域有。其他的爬坡、转动惯量等辅助服务都没有建立；
5）辅助服务费用高，目前主要是发电侧承担为主，例如目前东北辅助服务费用，主要由新能源与核电承担。用户用电的随机性，也会产生辅助服务需求，用户长期没有承担这部分费用。未来用户会承担辅助服务费用，能源转型的费用也会向全社会传导；
6）未来会增加辅助服务市场与现货电能量市场的衔接；
7）过去的电网，主要是省内平衡，后续的特高压建设后，更多是全网一体化平衡。
目前跨省跨区服务机制不健全，基本是受端无偿提供备用，未来的细则中，要对跨区的备用建立市场，对受端给予一定补偿。
2. 《两个细则》与之前相比重点改了哪些？
名称变化：现在的名称改变，主要是之前没有新兴的主体。扩大了并网主体、辅助服务主体：三个方面：1）发电侧，基本发展到了所有的主体；2）之前用户侧无要求，现在对工商业、电动车等可以响应的负荷，要纳入管理规定，为更好地区分发电侧责任打好基础；3）调管对象范围扩大，未来的整县分布式光伏、储能、小型燃机等， 这些更多是地县级调度。未来小型的并网主体，也要制定相应的办法来承担。
对并网主体的要求进一步提高：1）新增了二次调频、调压、预测系统等；2）对新能源的一次调频、低电压高电压穿越、无功控制、有功调节、功率预测提出更高要求，XX 无功控制等 3、对新兴储能充放电、时间要求、速率要求、调频调压提出要求 4、对负荷侧电网主体，提出继电保有功控制等提出要求。
辅助服务：新办法中，辅助服务分成有功平衡辅助服务（调峰、调频、备用、转动惯量、爬坡等）、无功平衡辅助服务（调压、调相等）、事故应急及恢复的辅助服务（黑启动、稳定切机组、稳定切负荷）稳定切机：对跨区的直流，输送功率达到 1200W 千瓦，普通直流是 800 万 KW，对 800 万KW，送端有很多配套的火电和水电，为了稳定给特高压支撑，直流故障的话，为了保障送端频率平衡，需要秒级切出大量机组，这就是稳定切机的过程。直流故障后，机组切除后，若直流无法恢复，这些机组会受到发电量、启停的损失，需要进行补偿。紧急情况下，优先切出抽水蓄能。对这些切出的负荷，切出变压器低压开关， 包括一些工商业。未来随着特高压直流继续建设，这种情况需要对切机、切负荷进行补偿。进一步明确了方式和补偿机制。谁提供、谁获利；谁受益、谁承担的原则，来确定机制。新办法中，明确了各种机制。市场化补偿的机制，考虑电力辅助服务的成本，合理确定价格区间，后续推动各类辅助服务市场建设，用市场化机制形成价格，逐步取消固定价格。分摊方式，逐步将非市场化用户纳入进行分摊。
电力用户参与辅助服务的共享机制：国家层面，提供如何向用户侧传导的机制。电力用户可采取直接承担、发电企业间接承担，目前仅山东、山西地区部分承担。间接承担方式，实际上可造作性不是很强，因其很难绑定。这是未来努力的方向，现在很难评判用户的辅助服务。为了更清楚区分，哪些用户造成了辅助服务的需求和波动，需要逐步分清责任。
整体的细则，更强调市场化。新版的规定中，并网主体要严格执行调度制定，市场出清的方式。加快推动辅助服务费用市场建设，摒弃固定辅助服务固定补偿，因之前这种方式补偿标准低，不利于促进竞争。
后面要不断完善跨省、跨区的辅助服务市场。未来跨省跨区的需求增长， 未来会纳入辅助服务市场管理。实际运行中，送端电网和机组紧密相连。新能源消纳困难时候，其他机组深调能力不足，机组降低出力，这些机组都是无偿在送端提供服务，去年开始，直流配套的电源，也获得了一些收益，后续会推动其他直流电源逐渐融入。
最大的变化，更加强调了调度机构的信息披露。之前是按月披露本地区 细则考核、辅助服务的费用；后续随着市场建设的推进，对新能源预测、 电网约束等提出了很高的要求，这些信息对市场主体报价是特别很重要，直接关系自身的经济利益。国网区域辅助服务市场情况：除了西藏外，其他省有调峰、调频的辅助服务， 东北是三个省联合。除了西南外，其他留个地区都建立了区域市场、备用市场。目前 24 个省有调峰辅助服务市场，7 个省有调频辅助服务市场。2021 年前 11个月，辅助服务费用 155 亿，调峰 125 亿，调频 15 亿。
从统计情况看，调峰费用增长 2 倍，调频增长 1.2 倍。未来随着新能源发展，辅助服务需求和发展进一步扩大，目前费用占比 1.5%，未来进一步提升。
3. 在《两个细则》的框架指导下，地方如何出台具体执行方案（比如广东省代购电方案中的相关规定）？顾虑有哪些？哪些可能方向？国家能源局，今年 2-3 月份开始启动修编工作，经过 1 年的修编，广泛征求了意见，充分考虑了改革的各方要求。指明了并网主体、考核、辅助服务市场建设的要求；明年能源局将国家层面的办法，指导各地执行自己的办法。为了应对煤电机组出力意愿不足，加大对火电非计划停运的考核力度。华北、冀北把可控负荷、电动汽车虚拟电厂纳入调峰辅助服务，山西把储能虚拟电厂纳入现货市场， 山东把调频辅助服务向用户侧疏导，广东发文将抽蓄向用户侧疏导，各地已经开始探索。国家文件指导后，给各地政策提供了保障和支撑，各地会加快辅助服务市场的建设，会加快辅助服务费用向用户侧疏导。从省内中长期交易看，上涨幅度是 20%，地方政府没有干预涨价，疏导的过程一定是逐渐展开，与用户类型等有关。有些不敏感的地区，疏导进程会快一些，欠发达地区，疏导会慢一些。
4. 展望明年地方的现货市场与辅助服务操作方案，主要利好哪些市场参与主体？
现货市场：第一批 8 家现货试点，进入了新一轮结算试运行。过去浙江等是发电侧零和游的单边市场，预计明年，政府会出台所有市场化用户全部参与现货市场，会改变发电侧单边零和的情况，有利于所有电源。能源转型的成本，需要全社会共同承担，发改委能源局、电网公司在积极学习德国等市场的情况。中长期价格可以事后参考现货的价格进行结算，待各地现货市场建设后。
5. 对哪些主体有利好？
1、 现货市场不再是发电侧零和市场，对所有发电企业都是利好，尤其是火电企业。山西是每月签订次月的中长期合同，山西的现货逐步高于中长期价格；山西大部分市场化用户参与了现货，可以向用户侧疏导，一定程度缓解了亏损。
2、 部分现货市场试点，把电价逐步拉大，甘肃计划将价格拉大至 0-1 元/kwh， 甘肃的新能源占比较高，火电灵活可控，利好火电。
3、 原来市场中的，发电侧新能源企业承担，逐渐向用户侧疏导。对发电侧企业利好，尤其利好新能源。
4、 对于山西，也在探索独立储能参与现货市场，较高的峰谷价差，给储能提供较好的收益。
5、 目前很多新能源场站，各地有现货市场后，新能源配置的表后储能，可以按照现货市场的价格安排充放电，即间接参与了现货市场，利于其收回成本。
6、 辅助服务市场：
1）若辅助服务费用可以向用户侧疏导，可以扩大辅助服务费用总盘，可以降低一些辅助服务的补贴标准。
2）向用户侧疏导后， 一定程度上减少新能源承担辅助服务的压力。
3）部分区域市场，水电可以获得部分调峰辅助服务市场的补偿，水电可以受益。
4）华北出台了调峰容量辅助服务市场，若机组有深调能力，深调能力越强，给予容量补偿。
5）一些省份建设爬坡辅助服务市场，利好火电，储能发展， 给这些主体提供新的收益来源。
6）输电：跨区电源，获得辅助服务收益，也会获得切记补偿。
7）随着辅助服务品种增多，储能可以参与更多市场，根据不同市场，可以选择收益高的市场。
7、 辅助服务落地的快慢，难度等，各地峰谷价差变化，也要值得考虑。明年的煤价，现在的煤矿都在超产。
Q1：用电侧的零和游戏如何分摊？
A：辅助服务，各地差别较大。东北的辅助服务费用主要是新能源与核电出钱，新能源提供 70%，核电承担 20%-30%。西北地区，90%以上的辅助服务费用是新能源承担。
Q2：政策需要参与进来承担辅助服务，对标国外，辅助服务会涨价吗？
A：从补偿标准来看，不太会涨价，但需求的量会往上涨。现有的辅助服务的量，调峰辅助费用增长 2 倍，调频增长 1.2 倍。主要是新能源装机增加后，随机性、波动性增加，电力系统调峰和调频需求增加；新的辅助服务品种也会产生。
Q3：如何看待现货市场、与调峰市场融合？
A：现货市场与调峰市场融合，只有个别省份做到。这需要电价下限足够低。
Q4：根据谁受益，谁付费的原则，如何分清谁受益，谁付费？
A：目前看，各地提供了辅助服务是好界定的。一些地区是按辅助服务费用，将调峰能力差的机组和新能源机组之间进行分摊。
Q5：如何预测远期辅助服务市场的规模？什么时候到 3%？
A：3%是参考了德国是情况，因德国已有 30%以上的新能源。目前国内基本在 11%多，若新能源到这个量后，可能会翻一番。辅助服务的补偿会按成本加合理收益进行补偿。
Q6：今年比较去年，辅助服务市场的增速如何？
A：抽样了几个省，调峰辅助服务市场增长了 2 倍，全国增长 1 倍多是有的。山西省，调峰辅助服务市场与现货市场融合，其辅助服务市场有影响。有推算， 十四五区间，辅助服务市场年增长 50%是有的。
来源：三皮投研记录；南京知天下咨询智库联盟 编辑整理仅供分享；沟通邮箱：1370599688@qq.com
