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【国金电力公用李蓉】《两个细则》解读与电力政策展望
0人浏览 2021-12-27 14:14

一、电力、能源市场观点分享——国金能源公用首席 李蓉

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。

投资建议

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。

问答环节

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。

二、两个细则的解读——电力专家

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些列行业标准,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。

问答环节

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。


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