电力设备新能源：新型电力系统深度研究二-深化电力市场改革，破解能源不可能三角_47页_3mb

电力设备新能源总结

核心内容

电力市场改革是应对新能源高比例并网、提升系统运行效率的重要手段。通过市场化定价机制，电力的商品属性得以还原，从而优化资源配置、提高系统运行效率。同时，电力市场的发展周期与电力行业需求密切相关，尤其是在新能源占比不断提高的背景下，电力市场改革正加速推进。

主要观点

1. 电力市场建设提速

   • 2022年1月，国家印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，目标到2025年初步建成全国统一电力市场，2030年基本建成。
   • 电力市场包括中长期、现货、辅助服务等子市场，各市场相互关联、协同运行，以实现电力资源的全国优化配置。

2. 电力行业产业链收益整体向好

   • 2021年电力行业利润总额达6417.5亿元，同比增长20.9%，五年复合增长9.0%。
   • 随着新能源占比提升，产业链利润将向新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营板块转移，带来高增速。

3. 灵活性资源投资与辅助服务市场空间扩大

   • 高比例波动性可再生能源并网将增加系统对灵活性调节资源的需求，预计“十四五”期间电化学储能、抽水蓄能、火电厂灵活性改造投资分别达1380.5亿元、1800亿元、60~180亿元。
   • 容量市场和辅助服务市场将为灵活性资源提供补偿机制，2025年容量补偿金额预计2252.9亿元，2030年预计2935.0亿元；辅助服务费用预计2025年1371.0亿元，2030年1906.2亿元。

4. 电力商品属性还原与电价调整

   • 电力具有时间价值和空间价值，电力市场机制将体现其生产成本、环境效益（碳减排）与系统价值。
   • 2025年和2030年终端用户电价预计较2020年上浮17.85%和19.87%，平均每度电上涨0.107元和0.120元。随着技术进步和碳价稳定，预计2030年后电价将有所下降。

5. 电力市场改革带来的投资机会

   • 电力需求与国民经济高度正相关，电力市场建设将推动新能源、火电、储能等板块盈利改善。
   • 建议关注隆基绿能、晶科能源、明阳智能、日月股份、三峡能源、华能国际、国电电力、宁德时代、阳光电源、文山电力、万里扬等企业。

关键信息

• 电力系统挑战：电力不能大量存储，供需需实时平衡，波动性可再生能源（如风电、光伏）带来电网可靠性压力。
• 灵活性需求：系统需提升灵活性以应对新能源出力波动，包括火电灵活性改造、储能建设、需求侧响应等。
• 电力市场机制：包括电能量市场、容量市场、辅助服务市场，各市场通过价格信号引导资源配置和系统调节。
• 电价趋势：短期内电价上涨，长期随着技术进步和成本下降，电价将趋于下降。
• 电力系统转型：新型电力系统是混合发电系统，需通过多环节协同提升系统灵活性和可靠性。

投资建议

• 新能源制造：关注隆基绿能、晶科能源、明阳智能、日月股份等企业，受益于电力系统转型。
• 新能源运营：建议关注三峡能源等企业，有望提前获利。
• 火电与储能：火电运营商如华能国际、国电电力，储能设备制造如宁德时代、阳光电源，储能运营如文山电力、万里扬，均有望因灵活性资源需求提升收益。

风险分析

• 政策变化风险：电力市场建设可能受政策调整影响。
• 市场建设不及预期：电力市场发展可能滞后，影响资源配置效率。
• 碳成本内部化不及预期：碳成本未能有效通过电价顺价，可能影响新能源与火电的盈利模式。

创新之处

1. 从电力发展周期分析电改历程，从多个角度总结驱动因素。
2. 从产业链角度预测各环节收益变化。
3. 考虑新能源容量可信度，分析灵活性资源需求。
4. 综合供电成本、系统价值、环境收益，研究电价变化趋势。

电力市场结构与运行机制

• 电力市场构成：包括市场主体、交易对象、交易类型、价格形成机制等。
• 现货市场：发现实时价格，激励响应，主要开展日前、日内、实时交易。
• 中长期市场：占市场交易电量主体，与现货市场协调，促进电力资源优化配置。
• 辅助服务市场：包括调频、调峰、备用等，为系统稳定运行提供保障。
• 容量市场：引入容量成本回收机制，保障电力供应安全。

电力系统灵活性提升

• 火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等是提升系统灵活性的主要手段。
• 火电改造后，最低稳定负荷下降，爬坡率提升，有助于系统调节。
• 储能技术将发挥越来越重要的作用，尤其在高比例新能源并网背景下。

图表与数据

• 图1：电力系统运行实时平衡示意图
• 图2：2021年美国德州大停电系统负荷削减曲线
• 图3：2020年美国德州电力系统电源结构
• 图4：2019年全国主要城市电力可靠性指标
• 图5：2020年五省区风电容量可信度
• 图6：系统可靠容量供给图
• 图7：波动性可再生能源并网阶段划分
• 图8：电力的时间价值
• 图9：电力的空间价值
• 图10：电力体制改革历程
• 图11：发电设备利用小时变化
• 图12：电力装机与发电量增速变化
• 图13：火电机组装机与发电量增速变化
• 图14：电力投资与电力弹性系数
• 图15：电力市场构成
• 图16：电力市场交易结构
• 图17：电力市场出清价格示意
• 图18：集中竞价优先交易顺序示意
• 图19：电力市场化交易构成
• 图20：2017-2021年中国市场交易电量及变化趋势
• 图21：电价构成
• 图22：PJM电价及其构成
• 图23：2020年各类发电上网电价
• 图24：输配电价组成
• 图25：2022年部分地区年度中长期交易价格上浮比例
• 图26：销售电价分类
• 图27：电力现货市场与其他市场的联系
• 图28：电力现货市场构成
• 图29：山西现货市场电力交易价格及交易电量
• 图30：广东现货市场电力交易价格及浮动比例
• 图31：电力现货市场中弃风弃光的原因
• 图32：电力市场组成及各阶段交易电量
• 图33：分散式交易模式（物理合约）
• 图34：集中式交易模式（差价合约）
• 图35：广东电力市场结算情况（2021年12月）
• 图36：广东电力市场结算情况（2022年4月）
• 图37：电力辅助服务分类介绍
• 图38：电力辅助服务提供来源
• 图39：备用辅助服务与调频辅助服务
• 图40：电力辅助服务费用分摊机制
• 图41：江苏省2020年辅助服务费用统计
• 图42：江苏省2020年辅助服务费用分类别统计
• 图43：2018年全国辅助服务费用分区域统计
• 图44：2018年全国辅助服务费用分类别统计
• 图45：容量成本回收机制补偿灵活调节保障电源
• 图46：山东电力现货市场容量补偿电价
• 图47：系统灵活性运行资源
• 图48：各储能技术的系统额定功率与放电时间
• 图49：储能在各应用场景、环节的价值体现
• 图50：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2025年）
• 图51：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2030年）
• 图52：新型电力系统是混合发电系统
• 图53：灵活性资源、虚拟电厂、交易中心、调度中心三级架构
• 图54：电力行业产业链
• 图55：电力行业利润总额变化
• 图56：电力行业利润总额产业链分布
• 图57：电力行业产业链利润总额增长率
• 图58：波动性可再生能源成本与系统价值比较
• 图59：波动性可再生能源成本、系统价值与竞争性关系
• 图60：中国能量平衡图（2020年）
• 图61：中国能量平衡图（2060年）
• 图62：新能源、火电、电网盈利变化
• 图63：电源出力变化范围
• 图64：常规机组发电量及容量补偿金额预测
• 图65：常规机组利用小时数及电价上浮预测
• 图66：调节机组需求及缺额预测
• 图67：辅助服务费用分区域分类别统计（2018年）
• 图68：各区域新能源装机与辅助服务费用占比（2018年）
• 图69：辅助服务费用预测
• 图70：不同场景下电力供应成本变化趋势
• 图71：不同场景下电力供应成本构成（2050年）
• 图72：2025年、2030年电价预测
• 图73：2030年电价构成（有补贴场景）
• 图74：2030年电价构成（无补贴场景）
• 图75：风电运营商各场景下投资回收期测算
• 图76：光伏运营商各场景下投资回收期测算
• 图77：风电运营商2025、2030年收益构成
• 图78：光伏运营商2025、2030年收益构成
• 图79：火电运营商2025、2030年收益构成
• 图80：储能运营商2025、2030年收益构成

表格与数据

• 表1：波动性可再生能源特性比较
• 表2：电力系统灵活性的不同时间尺度
• 表3：并网第1至第4阶段的相关影响概述
• 表4：电力市场交易基本规则
• 表5：中长期与现货市场的协调
• 表6：各类电力辅助服务品种补偿机制
• 表7：灵活性提升手段比较
• 表8：火电厂灵活性改造参数比较