電力行業(yè)專題報(bào)告：電改之路機(jī)制篇，“破局”與“重構(gòu)”一、容量市場：保障系統(tǒng)“充裕性”（一）容量電價(jià)為解決系統(tǒng)充裕性問題風(fēng)光裝機(jī)占比提升，穩(wěn)定不足導(dǎo)致電力系統(tǒng)充裕性不斷下滑。在雙碳目標(biāo)不斷推進(jìn)的背景下，風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模占比不斷提升。2015-2022年，光伏/風(fēng)電裝機(jī)復(fù)合增速分別為37.5%/15.8%，并帶動(dòng)電源總裝機(jī)復(fù)合增速達(dá)7.7%。然而，風(fēng)光出力波動(dòng)性較大，且易受氣候變化影響，因此其實(shí)際貢獻(xiàn)有效容量較裝機(jī)容量更低，參考自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)及北京大學(xué)能源研究院聯(lián)合發(fā)布的《中國典型省份煤電轉(zhuǎn)型優(yōu)化潛力研究》，假設(shè)火電/水電/太陽能/風(fēng)電/核能的容量系數(shù)分別為0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我們測算2015-2022年我國電源有效容量和最高負(fù)荷復(fù)合增速分別為5.1%/7.1%，有效容量/最高負(fù)荷這一指標(biāo)下滑了18%。根據(jù)上述文獻(xiàn)對(duì)容量系數(shù)的定義，有效容量反映了尖峰負(fù)荷時(shí)電源發(fā)電能力的大小，“有效容量/最高負(fù)荷”這一指標(biāo)的下滑或昭示電力系統(tǒng)的充裕性有所下降。當(dāng)前系統(tǒng)或已顯充裕性風(fēng)險(xiǎn)，火電在能量市場收益隱憂或形成電力充裕性掣肘。風(fēng)光大規(guī)模并網(wǎng)或從量、價(jià)兩個(gè)方面對(duì)火電在能量市場收益率帶來挑戰(zhàn)。量：風(fēng)光裝機(jī)增長或致火電全年利用小時(shí)數(shù)下滑?！笆濉币詠恚痣姲l(fā)電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)大幅下滑，原因或來自于兩個(gè)方面，一是2014-2015年常規(guī)火電項(xiàng)目審批權(quán)陸續(xù)下放至省級(jí)機(jī)構(gòu)造成火電產(chǎn)能相對(duì)過剩，二是風(fēng)光等清潔能源迅速發(fā)展對(duì)火電形成一定的替代作用。價(jià)：風(fēng)光邊際成本幾乎為0，長期看或致電能量市場價(jià)格中樞相對(duì)下移。除計(jì)劃電量外，火電交易價(jià)格形成主要包括中長期合約及現(xiàn)貨兩種形式，在中長期方面，風(fēng)光大量并網(wǎng)或拉低交易均價(jià)，并與火電形成競爭；在現(xiàn)貨方面，市場交易采取節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)的定價(jià)方式，風(fēng)光邊際成本較低或?qū)ΜF(xiàn)貨市場價(jià)格形成一定沖擊。當(dāng)前，系統(tǒng)充裕性問題或已顯現(xiàn)，2022年火電機(jī)組雖全年利用小時(shí)水平較低，但汛期來水不足致8月利用小時(shí)數(shù)攀升至2010年左右水平，或反映在極端氣候現(xiàn)象出現(xiàn)時(shí)，電力系統(tǒng)仍存充裕性風(fēng)險(xiǎn)。向前看，收益下行風(fēng)險(xiǎn)或致火電投資意愿下滑，從而造成系統(tǒng)充裕問題不斷凸顯。容量電價(jià)幫助回收火電固定成本，保障其部分合理收益，以維持電力系統(tǒng)充裕性?；痣娛袌龌灰仔问桨ㄖ虚L期交易和現(xiàn)貨交易兩種，在中長期交易時(shí)，電力買賣雙方綜合考慮燃料成本、固定成本等因素，簽訂合約價(jià)格完成電力交易。但中長期交易價(jià)格有較標(biāo)桿上下浮動(dòng)不超過20%的限制，在燃料價(jià)格過高時(shí)，中長期價(jià)格或難以回收機(jī)組的燃料及固定成本?，F(xiàn)貨市場交易采取“邊際機(jī)組出清”的規(guī)則，即在實(shí)際進(jìn)行出清時(shí)發(fā)電方與購電方分別進(jìn)行報(bào)價(jià)，發(fā)電方報(bào)價(jià)由低至高與購電方報(bào)價(jià)由高至低進(jìn)行匹配，最終形成雙方都可接受的價(jià)格。這種規(guī)則將激勵(lì)機(jī)組按照邊際成本報(bào)價(jià)，以盡可能實(shí)現(xiàn)出清，對(duì)于運(yùn)行效率不高、可變成本較高的機(jī)組或無法在現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)固定成本的回收。因此，而近年來高煤價(jià)推動(dòng)下，受制于上下浮動(dòng)不超過20%的限制，火電中長期交易和現(xiàn)貨交易無法回收固定成本的情況時(shí)有發(fā)生，火電機(jī)組或難僅依靠能量市場回收成本。容量電價(jià)一般從用戶的收取一定容量補(bǔ)償，補(bǔ)貼給火電機(jī)組，從而幫助火電機(jī)組回收固定成本，保障其部分合理收益，并平抑其盈利波動(dòng)，從而起到維持電力系統(tǒng)充裕性的作用。（二）容量電價(jià)對(duì)火電收益影響幾何？容量電價(jià)可幫助系統(tǒng)所需要的火電機(jī)組回收固定成本，長期以來容量電價(jià)政策僅在山東、云南等少數(shù)省份試運(yùn)行，2023年11月國家發(fā)改委、國家能源局出臺(tái)關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知，覆蓋范圍更加全面，我們希望分析不同政策對(duì)火電機(jī)組收益的影響。1、山東容量電價(jià)機(jī)制山東較早開展容量電價(jià)試點(diǎn)，自2020年至今，其容量電價(jià)方案已歷經(jīng)多次調(diào)整。我們參考2022年出臺(tái)的《山東省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》和《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則》，將山東省容量電價(jià)機(jī)制梳理如下：容量市場參與主體：電力用戶、直調(diào)公用火電機(jī)組、地方公用及并網(wǎng)自備電廠、新能源電站、獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施；費(fèi)用收取方式：參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，收取標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）；2023年起不同季節(jié)容量補(bǔ)償分峰谷時(shí)段執(zhí)行；費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制：山東市場容量補(bǔ)償以月為周期進(jìn)行結(jié)算，容量補(bǔ)償分?jǐn)傊黧w包括直調(diào)火電、地方公用及并網(wǎng)自備電廠、新能源電站及儲(chǔ)能?？傮w來看，各參與主體的容量補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組月度可用容量分?jǐn)?，按日統(tǒng)計(jì)市場主體的可用容量，以月度為周期結(jié)算。從分?jǐn)傄?guī)則來看，山東省容量電價(jià)機(jī)制或更利好于效率更高的機(jī)組。山東省容量補(bǔ)償按照各機(jī)組可用容量分?jǐn)偅虼丝捎萌萘枯^大的機(jī)組會(huì)分?jǐn)偟礁嗟娜萘垦a(bǔ)償。根據(jù)山東省可用容量的計(jì)算方式，就直調(diào)火電而言，機(jī)組每月可利用小時(shí)數(shù)越高、可達(dá)到調(diào)整出力最大值越大在分?jǐn)側(cè)萘垦a(bǔ)償時(shí)或更具優(yōu)勢，效率較低的機(jī)組得到的補(bǔ)償或相對(duì)較小。2、煤電容量電價(jià)機(jī)制2023年11月10日，國家發(fā)改委、國家能源局出臺(tái)關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知，根據(jù)通知內(nèi)容，2024-2025年多數(shù)省份煤電容量電價(jià)可覆蓋固定成本30%，部分轉(zhuǎn)型較快省份可覆蓋固定成本50%，2026年以后煤電容量電價(jià)補(bǔ)償力度將進(jìn)一步提升。本次出臺(tái)的容量電價(jià)機(jī)制對(duì)煤電調(diào)節(jié)保障屬性更高省份給予了更大的保障力度，充分體現(xiàn)容量電價(jià)保障系統(tǒng)充裕度的本質(zhì)。此外，煤電容量電價(jià)機(jī)制規(guī)定了對(duì)跨省外送機(jī)組的容量補(bǔ)償，覆蓋范圍更加全面。（三）容量電價(jià)對(duì)電價(jià)側(cè)影響幾何？全國范圍來看，煤電容量電價(jià)對(duì)電價(jià)端影響或有限。根據(jù)全球能源監(jiān)測數(shù)據(jù)，截至2023年7月，我國各省在運(yùn)煤電總裝機(jī)約11.09億千瓦。參考省級(jí)煤電容量電價(jià)執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)，以及2022年我國工商業(yè)用電量（以二產(chǎn)/三產(chǎn)用電量計(jì)算），根據(jù)通知測算全國范圍內(nèi)容量電價(jià)對(duì)電價(jià)側(cè)的影響平均約為0.02元/度。這一補(bǔ)償力度對(duì)工商業(yè)電價(jià)影響或有限。分省份來看，煤電容量電價(jià)對(duì)多數(shù)省份工商業(yè)電價(jià)的影響或集中在0.01-0.03元/度區(qū)間?？紤]到各省煤電裝機(jī)容量和工商業(yè)用電量尚有差異，我們對(duì)不同省份度電容量電價(jià)進(jìn)行測算，并根據(jù)數(shù)據(jù)的可得性做出以下假設(shè)：各省煤電裝機(jī)量選取截至2023年7月份的最新數(shù)據(jù)；河南、山西、內(nèi)蒙古、貴州、陜西、吉林、湖南、安徽、廣西、江西、甘肅、湖北、江蘇、浙江、云南、青海、北京等17個(gè)省份的工商業(yè)用電量采用其2022年二產(chǎn)/三產(chǎn)用電量。寧夏、新疆、黑龍江、重慶、山東、遼寧、天津、河北、福建、上海、廣東、海南、四川等13個(gè)省份工商業(yè)用電量采用其2022年用電量乘83%，其中83%為2022年全國二產(chǎn)/三產(chǎn)用電量占總用電量的比例。容量電價(jià)對(duì)各地工商業(yè)電價(jià)影響或總體可控。根據(jù)我們測算，容量電價(jià)機(jī)制對(duì)多數(shù)省份工商業(yè)電價(jià)的影響或集中在0.01-0.03元/度區(qū)間，其中河南、陜西等地因煤電裝機(jī)容量較高導(dǎo)致影響略大，但仍不超過0.04元/度；而廣東、浙江、云南等地因煤電裝機(jī)容量較小或工商業(yè)用電量偏高，容量電價(jià)機(jī)制影響相對(duì)較小。此外，考慮到容量電價(jià)或并非在原有電價(jià)水平上簡單上浮，電能量市場或可為容量電價(jià)的影響帶來一定緩沖，因此度電容量電價(jià)對(duì)各地電價(jià)側(cè)的影響或總體可控。二、輔助服務(wù)：提高系統(tǒng)“靈活性”（一）輔助服務(wù)為解決系統(tǒng)消納問題風(fēng)光并網(wǎng)快速提升，時(shí)空供需錯(cuò)配帶來消納挑戰(zhàn)。從日內(nèi)電力平衡角度來看，光伏出力高峰時(shí)段在中午，夜間沒有出力，因此在早晚用電高峰期間，光伏發(fā)電支撐能力有限；而風(fēng)電主要在傍晚及夜間出力，白天出力相對(duì)較少。從月度電力平衡角度來看，華北、東北及西北等地用電高峰為夏冬兩季，而春夏為風(fēng)電出力高峰，夏秋為光伏出力高峰，風(fēng)光出力的季節(jié)性雖在一定程度上有所互補(bǔ)，但月度電量分布和負(fù)荷需求仍存在不匹配的問題。輔助服務(wù)可幫助電力系統(tǒng)解決消納問題。根據(jù)國家能源局出臺(tái)的《電力輔助服務(wù)管理辦法》，電力輔助服務(wù)分為有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)等，其中有功平衡服務(wù)包括一、二次調(diào)頻、深度調(diào)峰、備用、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和爬坡等；無功平衡服務(wù)包括自動(dòng)電壓控制和調(diào)相；事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)包括穩(wěn)定切機(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷和黑啟動(dòng)等。目前常見的輔助服務(wù)種類為調(diào)頻和深度調(diào)峰，我國部分地區(qū)開了備用服務(wù)。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2023上半年調(diào)峰補(bǔ)償占輔助服務(wù)補(bǔ)償比例約為60%，調(diào)頻占比約為19%，備用占比約為16%。深度調(diào)峰是根據(jù)電力系統(tǒng)負(fù)荷峰谷變化和可再生能源出力變化，并網(wǎng)主體根據(jù)調(diào)度指令進(jìn)行發(fā)用電功率調(diào)整或設(shè)備啟停所需要的服務(wù)。調(diào)頻包括一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，一次調(diào)頻是當(dāng)電力系統(tǒng)頻率偏離目標(biāo)時(shí)，常規(guī)機(jī)組通過調(diào)速系統(tǒng)自動(dòng)反應(yīng)、新能源和儲(chǔ)能等并網(wǎng)主體通過快速頻率響應(yīng)，調(diào)整有功出力減少頻率偏差提供的服務(wù)；二次調(diào)頻指并網(wǎng)主體通過自動(dòng)功率控制技術(shù)，根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)指令，按照一定速率實(shí)時(shí)調(diào)整發(fā)電功率，以滿足電力系統(tǒng)頻率控制要求的服務(wù)。備用是電力調(diào)度交易機(jī)構(gòu)指定的發(fā)電機(jī)組通過預(yù)留發(fā)電容量提供的服務(wù)。1、調(diào)峰：助力削峰填谷調(diào)峰可解決風(fēng)光與負(fù)荷不匹配問題，火電是當(dāng)前電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的重要手段。目前電網(wǎng)調(diào)峰的主流方式包括火電和儲(chǔ)能，而儲(chǔ)能中應(yīng)用最為廣泛的是抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能。抽水蓄能投資較高，且建設(shè)時(shí)間長，受地理位置限制較大；電化學(xué)儲(chǔ)能成本較高，盈利模式尚不成熟，并有一定的安全隱患。因此，當(dāng)前階段火電是我國電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的理想方式，一方面受益于“富煤貧油少氣”的資源特點(diǎn)，我國火電資源較為豐富；另一方面火電機(jī)組可控性較高，可根據(jù)電網(wǎng)指令隨時(shí)調(diào)整出力。靈活性較低造成火電調(diào)峰能力掣肘，靈活性改造為火電發(fā)展的重要方向。根據(jù)中國電力圓桌課題組研究數(shù)據(jù)，以深度調(diào)峰為例，我國純凝氣式機(jī)組最小穩(wěn)定出力通常為額定功率的50%，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供熱工況下僅為額定功率的80%；而國際先進(jìn)機(jī)組最小穩(wěn)定出力可達(dá)到額定功率的20%，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供熱工況下可達(dá)到額定功率的40%。靈活性較低會(huì)影響火電機(jī)組降出力過程和啟停速度，從而影響機(jī)組的調(diào)峰能力。2、調(diào)頻：平抑頻率偏差調(diào)頻主要解決負(fù)荷短時(shí)快速波動(dòng)帶來的電網(wǎng)穩(wěn)定問題。電網(wǎng)頻率與發(fā)電功率和負(fù)荷大小相關(guān)，我國電網(wǎng)的額定頻率為50Hz。若發(fā)電功率和用電負(fù)荷相等，則電網(wǎng)頻率將處于較為穩(wěn)定的狀態(tài)；若發(fā)電頻率高于用電負(fù)荷，則電網(wǎng)頻率將提高，反之電網(wǎng)頻率會(huì)下降。當(dāng)前主要的調(diào)頻手段包括一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。一次調(diào)頻主要是指發(fā)電機(jī)組通過調(diào)速系統(tǒng)自動(dòng)反應(yīng)；而二次調(diào)頻則需要發(fā)電機(jī)組根據(jù)電力調(diào)度指令以一定的速度調(diào)整發(fā)電出力。調(diào)頻需要機(jī)組調(diào)整出力大小，與調(diào)峰相比，調(diào)頻時(shí)間維度更短。調(diào)峰和調(diào)頻均涉及發(fā)電機(jī)組出力的變化，調(diào)峰時(shí)間尺度稍長，解決日內(nèi)或日間負(fù)荷峰谷差的問題，而調(diào)頻針對(duì)出力和負(fù)荷不匹配帶來的短時(shí)頻率變化問題，時(shí)間尺度更短。我國多地已開展調(diào)頻輔助服務(wù)，調(diào)頻補(bǔ)償與機(jī)組報(bào)價(jià)及性能相關(guān)。當(dāng)前甘肅、山東等地均已開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場，調(diào)頻市場交易一般采取集中競價(jià)、統(tǒng)一出清的方式，而調(diào)頻服務(wù)的核算一般包括調(diào)節(jié)出力、出清價(jià)格及機(jī)組性能等指標(biāo)。具體來看，影響機(jī)組性能的指標(biāo)一般包括調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度和響應(yīng)時(shí)間等。以山東為例，2022年優(yōu)質(zhì)機(jī)組單月調(diào)頻平均補(bǔ)償力度每兆瓦或可達(dá)近萬元。截至2023H1，我國調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用54億元，在輔助服務(wù)市場總補(bǔ)償費(fèi)用占比約19%。具體到機(jī)組層面，參考儲(chǔ)能與電力市場披露數(shù)據(jù)，2022年1月山東調(diào)頻市場補(bǔ)償費(fèi)用超過100萬元機(jī)組數(shù)量接近20臺(tái)，其中部分優(yōu)質(zhì)機(jī)組單月調(diào)頻平均補(bǔ)償力度每兆瓦或可達(dá)近萬元。3、備用：保障短期充裕備用是電力調(diào)度交易機(jī)構(gòu)指定的發(fā)電機(jī)組通過預(yù)留發(fā)電容量提供的服務(wù)，相較于容量補(bǔ)償，備用針對(duì)系統(tǒng)短期的充裕性。備用是指為了保證可靠供電，電力調(diào)度交易機(jī)構(gòu)指定的發(fā)電機(jī)組通過預(yù)留發(fā)電容量所提供的服務(wù)。備用分為旋轉(zhuǎn)備用和非旋轉(zhuǎn)備用，其中旋轉(zhuǎn)備用指發(fā)電機(jī)已連接到電網(wǎng)或已同步，但未使用的發(fā)電量；非旋轉(zhuǎn)備用是指未與電網(wǎng)同步，但可在短時(shí)間內(nèi)使用的發(fā)電量。目前補(bǔ)償一般針對(duì)旋轉(zhuǎn)備用，相較于容量補(bǔ)償，備用輔助服務(wù)針對(duì)系統(tǒng)短周期的充裕性。目前我國多地區(qū)已出臺(tái)備用輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，補(bǔ)償主體主要為火電及水電機(jī)組。（二）調(diào)峰占輔助服務(wù)市場大頭，對(duì)火電收益影響幾何？火電調(diào)峰補(bǔ)償方面，深度調(diào)峰一般分檔報(bào)價(jià)，根據(jù)各檔調(diào)峰電量和出清價(jià)格進(jìn)行補(bǔ)償；啟停調(diào)峰一般分機(jī)組申報(bào)價(jià)格，不同容量等級(jí)設(shè)定不同報(bào)價(jià)上限，根據(jù)機(jī)組報(bào)價(jià)按臺(tái)次補(bǔ)償。以甘肅省調(diào)峰補(bǔ)償辦法為例，將火電機(jī)組50%以下調(diào)峰容量，分檔納入補(bǔ)償；獨(dú)立儲(chǔ)能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場交易，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)上限按照300元/MW?日?qǐng)?zhí)行。根據(jù)這一補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，我們對(duì)火電機(jī)組補(bǔ)償力度進(jìn)行測算并得到如下結(jié)果。若實(shí)際出力為額定功率的45%，非供熱季1kw單日可獲得補(bǔ)償上限為0.001元，供熱季1kw單日可獲得補(bǔ)償上限為0.015元；若實(shí)際出力為額定功率的2.5%，非供熱季1kw單日可獲得補(bǔ)償上限為0.329元，供熱季1kw單日可獲得補(bǔ)償上限為0.69元。根據(jù)我們測算，靈活性越高的機(jī)組可獲得更多的深度調(diào)峰補(bǔ)償，額定容量為100MW的機(jī)組若全年參與深度調(diào)峰，獲得調(diào)峰補(bǔ)償或可達(dá)千萬級(jí)別。三、現(xiàn)貨市場：電力“價(jià)值發(fā)現(xiàn)”的抓手現(xiàn)貨市場根源上為解決短期的電力供需匹配，而現(xiàn)貨的實(shí)際意義遠(yuǎn)未至于此。在現(xiàn)貨部分，我們主要包含了四個(gè)討論要點(diǎn)：1）拆定義：回答現(xiàn)貨是什么、其構(gòu)成要件中那些需要額外關(guān)注，并通過一個(gè)形象的案例認(rèn)知現(xiàn)貨全貌；2）看作用：現(xiàn)貨的表層作用起到了電力的短期供需匹配，同時(shí)匯總了各地的現(xiàn)貨市場運(yùn)行數(shù)據(jù)；3）挖本質(zhì)：現(xiàn)貨也會(huì)分別作用于輔助及容量市場，三者如何互相影響；4）看節(jié)奏：現(xiàn)貨如此重要，未來發(fā)展節(jié)奏如何把脈？（一）現(xiàn)貨市場的核心構(gòu)成要件現(xiàn)貨的構(gòu)成較為復(fù)雜，我們認(rèn)為可以歸納為三個(gè)方面：機(jī)制選擇、定價(jià)方式及調(diào)度預(yù)測。關(guān)于現(xiàn)貨市場的建設(shè)要點(diǎn)，目前已有諸多相關(guān)研究，宋永華等在《新電改下我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)關(guān)鍵要點(diǎn)綜述及相關(guān)建議》一文中構(gòu)建了相對(duì)全面的論述，并將其歸納為以下6個(gè)要點(diǎn)。簡化來看，我們歸納為三個(gè)方面：機(jī)制選擇、定價(jià)方式及調(diào)度預(yù)測。1、機(jī)制選擇：當(dāng)前多數(shù)試點(diǎn)為集中式市場現(xiàn)貨市場包括集中式市場和分散式市場兩種形式，主流認(rèn)知均認(rèn)為我國當(dāng)前階段更適合建立集中式市場。我國可選擇的現(xiàn)貨市場模式主要包括電力庫競價(jià)交易的集中式市場和以中長期物理合約為主的分散式市場。集中式市場是指買賣雙方的報(bào)價(jià)和物理交易需要通過電力庫進(jìn)行，機(jī)構(gòu)根據(jù)發(fā)用雙方的報(bào)價(jià)情況采用全電量集中優(yōu)化出清并統(tǒng)一安排調(diào)度計(jì)劃。集中式市場下中長期合約為金融性質(zhì)的差價(jià)合約，僅用于金融結(jié)算而無需物理交割。分散式市場更強(qiáng)調(diào)電力商品交易的流動(dòng)性，允許發(fā)電商與用戶自主簽訂雙邊合約，獨(dú)立決定電力的成交數(shù)量及價(jià)格。分散式機(jī)組開機(jī)方式、發(fā)電計(jì)劃由市場主體自主決定，發(fā)用雙方確定的交易計(jì)劃需要物理執(zhí)行。我國多數(shù)試點(diǎn)地區(qū)現(xiàn)貨市場形式為集中式市場。分散式模式對(duì)電力系統(tǒng)網(wǎng)架要求較高，適用于阻塞程度小、調(diào)峰資源充裕的地區(qū)，目前我國多數(shù)地區(qū)采取集中式市場。集中式市場里長協(xié)電量一般金融化曲線分解至每日，現(xiàn)貨針對(duì)實(shí)際需求與金融化曲線之間的偏差。根據(jù)發(fā)改委發(fā)布的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》，中長期電量結(jié)算時(shí)一般有兩種方式：1）現(xiàn)貨市場全電量按照現(xiàn)貨市場價(jià)格結(jié)算，中長期電量按照中長期合同和現(xiàn)貨價(jià)差額結(jié)算；2）中長期合同電量按合同價(jià)格結(jié)算，并結(jié)算所在節(jié)點(diǎn)/分區(qū)與中長期結(jié)算參考點(diǎn)的現(xiàn)貨價(jià)格差值，實(shí)際電量與中長期電量的偏差量按現(xiàn)貨市場結(jié)算?？傮w來看，無論哪種方式，都先將中長期電量分解至每日，日前市場結(jié)算實(shí)際需求與中長期分解偏差部分。2、定價(jià)策略：定價(jià)機(jī)制選擇與系統(tǒng)阻塞程度有關(guān)電力現(xiàn)貨市場的定價(jià)機(jī)制根據(jù)系統(tǒng)阻塞程度不同而確定。典型電力現(xiàn)貨市場的定價(jià)機(jī)制可以分為統(tǒng)一電價(jià)、分區(qū)電價(jià)和節(jié)點(diǎn)電價(jià)等，不同的定價(jià)方式均以邊際出清機(jī)制為基礎(chǔ)，具體機(jī)制的選擇根據(jù)系統(tǒng)阻塞程度不同而確定。統(tǒng)一電價(jià)適用于電網(wǎng)阻塞程度較輕的地區(qū)，交易區(qū)域內(nèi)的所有用戶均可接受出清的價(jià)格；分區(qū)電價(jià)適用于區(qū)域之間阻塞嚴(yán)重，但分區(qū)域內(nèi)部阻塞較輕的電網(wǎng)系統(tǒng)，區(qū)域內(nèi)部用戶可接受統(tǒng)一的出清價(jià)格；節(jié)點(diǎn)電價(jià)則適用于電網(wǎng)阻塞較為嚴(yán)重的電網(wǎng)系統(tǒng)，機(jī)組的出清價(jià)格除考慮邊際成本外還要考慮電網(wǎng)阻塞成本，因此不同節(jié)點(diǎn)的電價(jià)會(huì)有所差異。目前多數(shù)試點(diǎn)采取節(jié)點(diǎn)電價(jià)的定價(jià)機(jī)制。我國輸電網(wǎng)絡(luò)中存在一定阻塞，目前多數(shù)區(qū)域采取節(jié)點(diǎn)電價(jià)的定價(jià)機(jī)制。這一機(jī)制可在節(jié)點(diǎn)定價(jià)時(shí)考慮系統(tǒng)阻塞和各類設(shè)備約束，并為電力調(diào)度機(jī)構(gòu)進(jìn)行電網(wǎng)阻塞管理提供良好的參考。此外，由于節(jié)點(diǎn)電價(jià)可以通過價(jià)格信號(hào)反映不同節(jié)點(diǎn)的電力價(jià)值和阻塞程度，節(jié)點(diǎn)電價(jià)或亦可引導(dǎo)電網(wǎng)投資。3、調(diào)度預(yù)測：新能源波動(dòng)性催化調(diào)度預(yù)測需求新能源發(fā)電功率預(yù)測可促進(jìn)發(fā)用電平衡而保證電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。新能源出力預(yù)測通過采用人工智能在內(nèi)的多項(xiàng)技術(shù)及軟件算法，結(jié)合天氣預(yù)報(bào)數(shù)據(jù)、風(fēng)光實(shí)測數(shù)據(jù)、地理數(shù)據(jù)等預(yù)測新能源發(fā)電站未來的輸出功率。一方面，新能源功率預(yù)測可幫助發(fā)電站合理制定生產(chǎn)計(jì)劃，安排運(yùn)行方式；另一方面，新能源功率預(yù)測可幫助調(diào)度機(jī)構(gòu)做好傳統(tǒng)電力及新能源電力的調(diào)控，保證電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。目前，我國各地能源監(jiān)管局已出臺(tái)相應(yīng)政策，要求新能源發(fā)電站裝有功率預(yù)測系統(tǒng)，并對(duì)功率預(yù)測精度提出要求。風(fēng)光加速并網(wǎng)下，新能源功率預(yù)測系統(tǒng)行業(yè)規(guī)模有望快速增長。隨著風(fēng)光裝機(jī)占比不斷提升，現(xiàn)貨市場出力波動(dòng)性加大，功率預(yù)測也愈發(fā)重要。一方面，功率預(yù)測可以幫助調(diào)度機(jī)構(gòu)合理安排調(diào)度計(jì)劃，保障系統(tǒng)安全運(yùn)行；另一方面，功率預(yù)測可以幫助發(fā)電方對(duì)實(shí)時(shí)的電力供需及電價(jià)進(jìn)行判斷，優(yōu)化電力交易策略。根據(jù)沙利文預(yù)測數(shù)據(jù)，2024年我國新能源發(fā)電功率預(yù)測市場規(guī)模有望達(dá)13.41億元，2019-2024年復(fù)合增速或可達(dá)到16.2%。4、一個(gè)案例看中長期和現(xiàn)貨如何銜接論文《基于標(biāo)準(zhǔn)化金融交割曲線的現(xiàn)貨市場建設(shè)路徑設(shè)計(jì)》中給出了一個(gè)形象的例子，我們認(rèn)為可以更好的對(duì)現(xiàn)貨交易機(jī)制的運(yùn)行加以理解。該案例假設(shè)了一個(gè)水泥廠A及電廠B在中長期合約簽訂下及現(xiàn)貨市場運(yùn)行的市場中，雙方因?yàn)楝F(xiàn)貨市場的存在而導(dǎo)致的電廠的收益與水泥廠的成本變化。從發(fā)用雙方的交易曲線來看，陰影部分（中長期/月度合約分解電量）與實(shí)際用電負(fù)荷（折線為實(shí)際功率）之間的缺口/盈余即為需要通過現(xiàn)貨市場調(diào)節(jié)的部分，對(duì)于電廠B與水泥廠的最終交易結(jié)果參考圖。現(xiàn)貨市場更好的匹配了電力供需，一定程度上或增厚了電廠收益。對(duì)于水泥廠A：其實(shí)際功率曲線與中長期電量分解曲線基本一致，因此現(xiàn)貨市場支出費(fèi)用較少，水泥廠A當(dāng)日電量的電費(fèi)總計(jì)為80.27萬元，對(duì)于電廠B在該日的電費(fèi)總收入為190.18萬元（中長期電量費(fèi)用共188萬元+現(xiàn)貨市場收入的2.18萬元）。在現(xiàn)貨市場中，當(dāng)“日前功率曲線>差價(jià)合約功率”，電廠能夠多收到功率差額對(duì)應(yīng)的費(fèi)用；當(dāng)“日前功率<差價(jià)合約功率”，電廠需要減少功率差額對(duì)應(yīng)的費(fèi)用，最終電廠在日前市場收益為-1.59萬元，實(shí)時(shí)市場收益為3.77萬元。兩者結(jié)合，由于現(xiàn)貨市場的存在，電廠增加收益2.18萬元。（二）表面來看：現(xiàn)貨更好實(shí)現(xiàn)短期電力供需匹配1、最表層來看：現(xiàn)貨最直接起到匹配短期電力供需的作用現(xiàn)貨對(duì)負(fù)荷及新能源出力的預(yù)測周期更短。正如前文提到，目前我國電力市場化交易包括長協(xié)和現(xiàn)貨兩種形式。一般來說，長協(xié)簽訂的周期較長，而現(xiàn)貨市場則針對(duì)次日或當(dāng)日的電力交易，更能反映電力市場實(shí)時(shí)的供需情況。按照時(shí)序劃分，現(xiàn)貨市場通常包括日前市場、日內(nèi)市場和實(shí)時(shí)市場的部分或全部。日前市場是電力交易的主要平臺(tái)，一般根據(jù)發(fā)用電雙方報(bào)價(jià)集中出清形成日前交易計(jì)劃，并為次日市場運(yùn)行提供參考；日內(nèi)市場是隨著發(fā)電及負(fù)荷預(yù)測的不斷更新，為市場成員提供調(diào)整日前交易計(jì)劃的平臺(tái)；實(shí)時(shí)市場則關(guān)乎系統(tǒng)實(shí)時(shí)平衡和安全運(yùn)行，根據(jù)超短期負(fù)荷預(yù)測和發(fā)電側(cè)報(bào)價(jià)情況，形成最為貼近系統(tǒng)實(shí)時(shí)運(yùn)行的交易計(jì)劃。相較于中長期交易，現(xiàn)貨市場對(duì)負(fù)荷和新能源出力的預(yù)測周期較短，因此其交易價(jià)格更貼近于市場實(shí)時(shí)供需情況，現(xiàn)貨市場亦更能反映電力產(chǎn)品的時(shí)間價(jià)值?，F(xiàn)貨更能反映實(shí)時(shí)負(fù)荷波動(dòng)帶來的供需邊際變化?？傮w來看，現(xiàn)貨針對(duì)實(shí)時(shí)負(fù)荷和中長期電量分解后的偏差部分，因此實(shí)時(shí)負(fù)荷波動(dòng)帶來的供需邊際變化更多體現(xiàn)在現(xiàn)貨價(jià)格上。其中，日前市場交易標(biāo)的是次日負(fù)荷預(yù)測與中長期分解電量的偏差，而實(shí)時(shí)市場交易標(biāo)的是實(shí)時(shí)負(fù)荷變化與日前負(fù)荷預(yù)測的偏差，實(shí)時(shí)市場對(duì)負(fù)荷的邊際變化或更加敏感。2、現(xiàn)貨交易帶來了什么影響：風(fēng)光普遍折價(jià)、火電打開電價(jià)上浮空間火電：現(xiàn)貨打開電價(jià)上浮空間。一般來說，長協(xié)價(jià)格為電力交易雙方綜合考慮燃料成本、機(jī)組折舊、運(yùn)維成本等簽訂，其上下浮動(dòng)不超過標(biāo)桿電價(jià)的20%，而現(xiàn)貨價(jià)格上限更高，我國多數(shù)省份現(xiàn)貨價(jià)格上限為1.5元/度（約為長協(xié)價(jià)格的3倍），這意味著在煤價(jià)上漲時(shí)，現(xiàn)貨價(jià)格有更大上浮空間，可以將成本壓力向下游傳導(dǎo)。就實(shí)際交易情況來看，以廣東電力市場為例，在煤價(jià)高企時(shí)現(xiàn)貨均價(jià)較標(biāo)桿普遍上浮，并時(shí)常出現(xiàn)高于中長期價(jià)格上限的情況；而在山東電力市場，由于風(fēng)光占比較高，現(xiàn)貨均價(jià)的上浮效果并不顯著。風(fēng)光：現(xiàn)貨交易時(shí)或有普遍折價(jià)現(xiàn)象。火電機(jī)組邊際成本主要為燃料成本，因此當(dāng)火電機(jī)組為邊際機(jī)組時(shí)，現(xiàn)貨市場交易均價(jià)或與煤價(jià)呈現(xiàn)較強(qiáng)相關(guān)性；而風(fēng)光邊際成本幾乎為0，且一般出力時(shí)間較為集中，在風(fēng)光集中出力時(shí)，邊際機(jī)組可能為風(fēng)光機(jī)組或報(bào)價(jià)較低的火電機(jī)組，這導(dǎo)致風(fēng)光現(xiàn)貨價(jià)格較標(biāo)桿或出現(xiàn)一定折價(jià)現(xiàn)象。（三）更深一層：現(xiàn)貨的意義遠(yuǎn)未局限于解決短期用電供需匹配問題1、長期看現(xiàn)貨或可兼具深度調(diào)峰功能現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)都可實(shí)現(xiàn)出力匹配負(fù)荷波動(dòng)的目的。風(fēng)光出力不穩(wěn)定和負(fù)荷波動(dòng)性的特點(diǎn)形成實(shí)時(shí)交易的電量需求，而現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)都可成為彌補(bǔ)實(shí)時(shí)偏差的重要手段。其中，輔助服務(wù)更多是依靠調(diào)度機(jī)構(gòu)的指令完成，而現(xiàn)貨市場以價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)機(jī)組分時(shí)出力，從而使出力平滑負(fù)荷波動(dòng)?，F(xiàn)貨機(jī)制完備的省份中，現(xiàn)貨市場或可兼具深度調(diào)峰功能。據(jù)《山西省融合調(diào)峰輔助服務(wù)的電力現(xiàn)貨市場建設(shè)路徑演化探析》（鄒鵬等），以山西為例，在2020年第6次現(xiàn)貨市場試運(yùn)行中，山西電力現(xiàn)貨市場停止了日前、實(shí)時(shí)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場，火電機(jī)組在風(fēng)光出力高峰時(shí)段為減少虧損主動(dòng)申報(bào)降低出力下限，在原有深度調(diào)峰能力基礎(chǔ)上，進(jìn)一步釋放了150-200kW的向下調(diào)節(jié)能力，現(xiàn)貨市場的價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)機(jī)組調(diào)整出力，達(dá)到調(diào)峰的目的。而在部分省份現(xiàn)貨市場機(jī)制尚不健全，同時(shí)隨著風(fēng)光大規(guī)模并網(wǎng)，僅依托市場手段削峰填谷作用或仍有限，未來或形成現(xiàn)貨與調(diào)峰輔助服務(wù)共存消納的局面。現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)或均可促進(jìn)火電靈活性改造。正如前文所述，現(xiàn)貨市場以價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)各類機(jī)組出力，在中午新能源集中出力時(shí)，現(xiàn)貨市場價(jià)格較低，火電機(jī)組為避免虧損會(huì)降低出力；而在風(fēng)光出力不足時(shí)，現(xiàn)貨市場價(jià)格提升，火電機(jī)組出力隨之增加?，F(xiàn)貨市場以市場化手段引導(dǎo)火電機(jī)組出力變化，風(fēng)光波動(dòng)較大意味著靈活性更高的機(jī)組將具有更強(qiáng)競爭力。輔助服務(wù)相對(duì)更加依靠電網(wǎng)調(diào)度手段，機(jī)組按照調(diào)度指令調(diào)節(jié)出力亦對(duì)靈活性有一定要求。2、風(fēng)光大發(fā)下，現(xiàn)貨市場價(jià)值識(shí)別功能缺失該如何解？風(fēng)光迅速發(fā)展可能造成現(xiàn)貨市場價(jià)格信號(hào)缺失的問題?，F(xiàn)貨市場采取邊際機(jī)組出清的定價(jià)方式，風(fēng)光裝機(jī)大幅提升的趨勢下，較低的邊際成本或拉低現(xiàn)貨市場價(jià)格水平。此外，若風(fēng)光裝機(jī)占比過高，在其集中出力時(shí)段風(fēng)光機(jī)組可能成為定價(jià)的邊際機(jī)組，由于風(fēng)光邊際成本近乎為零，屆時(shí)現(xiàn)貨市場或出現(xiàn)價(jià)格信號(hào)缺失的問題。應(yīng)對(duì)現(xiàn)貨市場可能出現(xiàn)的價(jià)格信號(hào)缺失，我們基于對(duì)文獻(xiàn)的整理，分時(shí)容量電價(jià)的新型電力現(xiàn)貨市場或?yàn)榻鉀Q這一問題的方式之一。通過對(duì)文獻(xiàn)的整理分析，我們認(rèn)為《基于分時(shí)容量電價(jià)的新型電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)》（夏清等）中提出的日前運(yùn)行新能源分時(shí)容量市場和靈活性資源現(xiàn)貨市場、實(shí)時(shí)運(yùn)行靈活性資源現(xiàn)貨市場、全年運(yùn)行綠色證書交易市場的方式或?yàn)槲磥憩F(xiàn)貨市場運(yùn)行的可能形態(tài)，其中：1）新能源分時(shí)容量市場可識(shí)別新能源容量價(jià)值，實(shí)現(xiàn)機(jī)組固定成本的有效補(bǔ)償，激發(fā)新能源降低其波動(dòng)性的動(dòng)力；2）靈活性資源現(xiàn)貨市場可度量靈活性資源的消納價(jià)值，根據(jù)功率偏差需求對(duì)其定價(jià)；3）綠色證書交易市場可以充分體現(xiàn)新能源低碳清潔的價(jià)值，并進(jìn)一步對(duì)其固定成本進(jìn)行補(bǔ)償。（1）新能源分時(shí)容量市場新能源分時(shí)容量市場可使新能源的容量價(jià)值得以識(shí)別并定價(jià)。新能源初始投資成本高而邊際成本低，新能源定價(jià)應(yīng)充分考慮固定成本的分?jǐn)偅鶕?jù)新能源發(fā)電量預(yù)測將其固定成本在各時(shí)段分?jǐn)?，形成各時(shí)點(diǎn)的容量成本。新能源機(jī)組以其容量成本在日前市場報(bào)價(jià)，用戶申報(bào)對(duì)新能源發(fā)電量的需求，最終形成容量補(bǔ)償價(jià)格，優(yōu)先補(bǔ)償容量成本較低的機(jī)組（固定成本低、出力高）。若新能源預(yù)測出力無法滿足日前負(fù)荷預(yù)測，火電機(jī)組等可以其邊際成本參與到日前市場的報(bào)價(jià)中。此外，電力缺口較大時(shí)，調(diào)用新能源機(jī)組的容量成本亦會(huì)隨之提升，用戶可在靈活性資源現(xiàn)貨市場買電，并在綠色證書市場購買綠電憑證，實(shí)現(xiàn)不同資源間的替換。（2）靈活性資源現(xiàn)貨市場靈活性資源現(xiàn)貨市場可使靈活性資源的消納價(jià)值被度量和定價(jià)。在靈活性資源現(xiàn)貨市場中，交易標(biāo)的為負(fù)荷曲線與日前交易曲線的功率偏差，靈活性資源扮演削峰填谷的角色。若在某一時(shí)段功率偏差擴(kuò)大，則對(duì)靈活性資源的調(diào)用需求提升，靈活性資源的出清價(jià)格亦會(huì)隨之提高；若某一時(shí)段功率偏差縮小，則對(duì)靈活性資源的調(diào)用需求減少，靈活性資源的出清價(jià)格會(huì)隨之下滑。因此，這一機(jī)制可以起到度量靈活性資源價(jià)值，以價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)靈活性資源配置的作用。同時(shí)，分時(shí)價(jià)格信號(hào)亦有利于引導(dǎo)靈活性資源