（报告出品方/作者：华创证券，庞天一）
一、容量市场：保障系统“充裕性”
（一）容量电价为解决系统充裕性问题
风光装机占比提升，稳定不足导致电力系统充裕性不断下滑。在双碳目标不断推进的背 景下，风光装机规模占比不断提升。2015-2022 年，光伏/风电装机复合增速分别为 37.5%/15.8%，并带动电源总装机复合增速达 7.7%。然而，风光出力波动性较大，且易 受气候变化影响，因此其实际贡献有效容量较装机容量更低，参考自然资源保护协会及 北京大学能源研究院联合发布的《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设火电/水 电/太阳能/风电/核能的容量系数分别为 0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我们测算 2015-2022 年我国 电源有效容量和最高负荷复合增速分别为 5.1%/7.1%，有效容量/最高负荷这一指标下 滑了 18%。根据上述文献对容量系数的定义，有效容量反映了尖峰负荷时电源发电能 力的大小，“有效容量/最高负荷”这一指标的下滑或昭示电力系统的充裕性有所下降。
当前系统或已显充裕性风险，火电在能量市场收益隐忧或形成电力充裕性掣肘。风光大 规模并网或从量、价两个方面对火电在能量市场收益率带来挑战。量：风光装机增长或 致火电全年利用小时数下滑。“十三五”以来，火电发电设备利用小时数大幅下滑，原因或来自于两个方面，一是 2014-2015 年常规火电项目审批权陆续下放至省级机构造成 火电产能相对过剩，二是风光等清洁能源迅速发展对火电形成一定的替代作用。价：风 光边际成本几乎为 0，长期看或致电能量市场价格中枢相对下移。除计划电量外，火电 交易价格形成主要包括中长期合约及现货两种形式，在中长期方面，风光大量并网或拉 低交易均价，并与火电形成竞争；在现货方面，市场交易采取节点边际电价的定价方式， 风光边际成本较低或对现货市场价格形成一定冲击。当前，系统充裕性问题或已显现， 2022 年火电机组虽全年利用小时水平较低，但汛期来水不足致 8 月利用小时数攀升至 2010 年左右水平，或反映在极端气候现象出现时，电力系统仍存充裕性风险。向前看， 收益下行风险或致火电投资意愿下滑，从而造成系统充裕问题不断凸显。
容量电价帮助回收火电固定成本，保障其部分合理收益，以维持电力系统充裕性。火电 市场化交易形式包括中长期交易和现货交易两种，在中长期交易时，电力买卖双方综合 考虑燃料成本、固定成本等因素，签订合约价格完成电力交易。但中长期交易价格有较 标杆上下浮动不超过 20%的限制，在燃料价格过高时，中长期价格或难以回收机组的燃 料及固定成本。现货市场交易采取“边际机组出清”的规则，即在实际进行出清时发电 方与购电方分别进行报价，发电方报价由低至高与购电方报价由高至低进行匹配，最终 形成双方都可接受的价格。这种规则将激励机组按照边际成本报价，以尽可能实现出清， 对于运行效率不高、可变成本较高的机组或无法在现货市场实现固定成本的回收。因此， 而近年来高煤价推动下，受制于上下浮动不超过 20%的限制，火电中长期交易和现货交 易无法回收固定成本的情况时有发生，火电机组或难仅依靠能量市场回收成本。容量电 价一般从用户的收取一定容量补偿，补贴给火电机组，从而帮助火电机组回收固定成本， 保障其部分合理收益，并平抑其盈利波动，从而起到维持电力系统充裕性的作用。
（二）容量电价对火电收益影响几何？
容量电价可帮助系统所需要的火电机组回收固定成本，长期以来容量电价政策仅在山东、 云南等少数省份试运行，2023 年 11 月国家发改委、国家能源局出台关于建立煤电容量 电价机制的通知，覆盖范围更加全面，我们希望分析不同政策对火电机组收益的影响。
1、山东容量电价机制
山东较早开展容量电价试点，自 2020 年至今，其容量电价方案已历经多次调整。我们 参考 2022 年出台的《山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事 项的通知》和《山东省电力现货市场交易规则》，将山东省容量电价机制梳理如下：
容量市场参与主体：电力用户、直调公用火电机组、地方公用及并网自备电厂、新 能源电站、独立储能设施；
费用收取方式：参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标 准暂定为每千瓦时 0.0991 元（含税）；2023 年起不同季节容量补偿分峰谷时段执行；
费用分摊机制：山东市场容量补偿以月为周期进行结算，容量补偿分摊主体包括直 调火电、地方公用及并网自备电厂、新能源电站及储能。总体来看，各参与主体的 容量补偿费用按照机组月度可用容量分摊，按日统计市场主体的可用容量，以月度 为周期结算。
从分摊规则来看，山东省容量电价机制或更利好于效率更高的机组。山东省容量补偿按 照各机组可用容量分摊，因此可用容量较大的机组会分摊到更多的容量补偿。根据山东 省可用容量的计算方式，就直调火电而言，机组每月可利用小时数越高、可达到调整出 力最大值越大在分摊容量补偿时或更具优势，效率较低的机组得到的补偿或相对较小。
2、煤电容量电价机制
2023 年 11 月 10 日，国家发改委、国家能源局出台关于建立煤电容量电价机制的通知， 根据通知内容，2024-2025 年多数省份煤电容量电价可覆盖固定成本 30%，部分转型较 快省份可覆盖固定成本 50%，2026 年以后煤电容量电价补偿力度将进一步提升。本次 出台的容量电价机制对煤电调节保障属性更高省份给予了更大的保障力度，充分体现容 量电价保障系统充裕度的本质。此外，煤电容量电价机制规定了对跨省外送机组的容量 补偿，覆盖范围更加全面。
（三）容量电价对电价侧影响几何？
全国范围来看，煤电容量电价对电价端影响或有限。根据全球能源监测数据，截至 2023 年 7 月，我国各省在运煤电总装机约 11.09 亿千瓦。参考省级煤电容量电价执行标 准，以及 2022 年我国工商业用电量（以二产/三产用电量计算），根据通知测算全国范 围内容量电价对电价侧的影响平均约为 0.02 元/度。这一补偿力度对工商业电价影响或 有限。 分省份来看，煤电容量电价对多数省份工商业电价的影响或集中在 0.01-0.03 元/度区间。 考虑到各省煤电装机容量和工商业用电量尚有差异，我们对不同省份度电容量电价进行 测算，并根据数据的可得性做出以下假设：
各省煤电装机量选取截至 2023 年 7 月份的最新数据；
河南、山西、内蒙古、贵州、陕西、吉林、湖南、安徽、广西、江西、甘肃、湖北、 江苏、浙江、云南、青海、北京等 17 个省份的工商业用电量采用其 2022 年二产/ 三产用电量。
宁夏、新疆、黑龙江、重庆、山东、辽宁、天津、河北、福建、上海、广东、海南、 四川等 13 个省份工商业用电量采用其 2022 年用电量乘 83%，其中 83%为 2022 年 全国二产/三产用电量占总用电量的比例。
容量电价对各地工商业电价影响或总体可控。根据我们测算，容量电价机制对多数省份 工商业电价的影响或集中在 0.01-0.03 元/度区间，其中河南、陕西等地因煤电装机容量 较高导致影响略大，但仍不超过 0.04 元/度；而广东、浙江、云南等地因煤电装机容量 较小或工商业用电量偏高，容量电价机制影响相对较小。此外，考虑到容量电价或并非 在原有电价水平上简单上浮，电能量市场或可为容量电价的影响带来一定缓冲，因此度 电容量电价对各地电价侧的影响或总体可控。
二、辅助服务：提高系统“灵活性”
（一）辅助服务为解决系统消纳问题
风光并网快速提升，时空供需错配带来消纳挑战。从日内电力平衡角度来看，光伏出力 高峰时段在中午，夜间没有出力，因此在早晚用电高峰期间，光伏发电支撑能力有限； 而风电主要在傍晚及夜间出力，白天出力相对较少。从月度电力平衡角度来看，华北、 东北及西北等地用电高峰为夏冬两季，而春夏为风电出力高峰，夏秋为光伏出力高峰， 风光出力的季节性虽在一定程度上有所互补，但月度电量分布和负荷需求仍存在不匹配 的问题。
辅助服务可帮助电力系统解决消纳问题。根据国家能源局出台的《电力辅助服务管理办 法》，电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等，其中 有功平衡服务包括一、二次调频、深度调峰、备用、转动惯量和爬坡等；无功平衡服务 包括自动电压控制和调相；事故应急及恢复服务包括稳定切机、稳定切负荷和黑启动等。 目前常见的辅助服务种类为调频和深度调峰，我国部分地区开了备用服务。根据国家能 源局数据，2023 上半年调峰补偿占辅助服务补偿比例约为 60%，调频占比约为 19%， 备用占比约为 16%。 深度调峰是根据电力系统负荷峰谷变化和可再生能源出力变化，并网主体根据调度 指令进行发用电功率调整或设备启停所需要的服务。 调频包括一次调频和二次调频，一次调频是当电力系统频率偏离目标时，常规机组 通过调速系统自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出 力减少频率偏差提供的服务；二次调频指并网主体通过自动功率控制技术，根据电 力调度机构下达指令，按照一定速率实时调整发电功率，以满足电力系统频率控制 要求的服务。 备用是电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量提供的服务。
1、调峰：助力削峰填谷
调峰可解决风光与负荷不匹配问题，火电是当前电网调峰调频的重要手段。目前电网调 峰的主流方式包括火电和储能，而储能中应用最为广泛的是抽水蓄能和电化学储能。抽 水蓄能投资较高，且建设时间长，受地理位置限制较大；电化学储能成本较高，盈利模 式尚不成熟，并有一定的安全隐患。因此，当前阶段火电是我国电网调峰调频的理想方 式，一方面受益于“富煤贫油少气”的资源特点，我国火电资源较为丰富；另一方面火 电机组可控性较高，可根据电网指令随时调整出力。
灵活性较低造成火电调峰能力掣肘，灵活性改造为火电发展的重要方向。根据中国电力 圆桌课题组研究数据，以深度调峰为例，我国纯凝气式机组最小稳定出力通常为额定功 率的 50%，热电联产机组供热工况下仅为额定功率的 80%；而国际先进机组最小稳定出 力可达到额定功率的 20%，热电联产机组供热工况下可达到额定功率的 40%。灵活性较 低会影响火电机组降出力过程和启停速度，从而影响机组的调峰能力。
2、调频：平抑频率偏差
调频主要解决负荷短时快速波动带来的电网稳定问题。电网频率与发电功率和负荷大小 相关，我国电网的额定频率为 50Hz。若发电功率和用电负荷相等，则电网频率将处于 较为稳定的状态；若发电频率高于用电负荷，则电网频率将提高，反之电网频率会下降。 当前主要的调频手段包括一次调频和二次调频。一次调频主要是指发电机组通过调速系 统自动反应；而二次调频则需要发电机组根据电力调度指令以一定的速度调整发电出力。
调频需要机组调整出力大小，与调峰相比，调频时间维度更短。调峰和调频均涉及发电 机组出力的变化，调峰时间尺度稍长，解决日内或日间负荷峰谷差的问题，而调频针对 出力和负荷不匹配带来的短时频率变化问题，时间尺度更短。 我国多地已开展调频辅助服务，调频补偿与机组报价及性能相关。当前甘肃、山东等地 均已开展调频辅助服务市场，调频市场交易一般采取集中竞价、统一出清的方式，而调 频服务的核算一般包括调节出力、出清价格及机组性能等指标。具体来看，影响机组性 能的指标一般包括调节速率、调节精度和响应时间等。 以山东为例，2022 年优质机组单月调频平均补偿力度每兆瓦或可达近万元。截至 2023H1，我国调频辅助服务补偿费用 54 亿元，在辅助服务市场总补偿费用占比约 19%。 具体到机组层面，参考储能与电力市场披露数据，2022 年 1 月山东调频市场补偿费用超 过 100 万元机组数量接近 20 台，其中部分优质机组单月调频平均补偿力度每兆瓦或可 达近万元。
3、备用：保障短期充裕
备用是电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量提供的服务，相较于容量补 偿，备用针对系统短期的充裕性。备用是指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用，其中旋 转备用指发电机已连接到电网或已同步，但未使用的发电量；非旋转备用是指未与电网 同步，但可在短时间内使用的发电量。目前补偿一般针对旋转备用，相较于容量补偿， 备用辅助服务针对系统短周期的充裕性。目前我国多地区已出台备用辅助服务补偿标准， 补偿主体主要为火电及水电机组。
（二）调峰占辅助服务市场大头，对火电收益影响几何？
火电调峰补偿方面，深度调峰一般分档报价，根据各档调峰电量和出清价格进行补偿； 启停调峰一般分机组申报价格，不同容量等级设定不同报价上限，根据机组报价按台次 补偿。以甘肃省调峰补偿办法为例，将火电机组 50%以下调峰容量，分档纳入补偿； 独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，补偿标准上限按照 300 元/MW•日执行。
根据这一补偿标准，我们对火电机组补偿力度进行测算并得到如下结果。若实际出力为 额定功率的 45%，非供热季 1kw 单日可获得补偿上限为 0.001 元，供热季 1kw 单日可获 得补偿上限为 0.015 元；若实际出力为额定功率的 2.5%，非供热季 1kw 单日可获得补偿 上限为 0.329 元，供热季 1kw 单日可获得补偿上限为 0.69 元。根据我们测算，灵活性越 高的机组可获得更多的深度调峰补偿，额定容量为 100MW 的机组若全年参与深度调峰， 获得调峰补偿或可达千万级别。
三、现货市场：电力“价值发现”的抓手
现货市场根源上为解决短期的电力供需匹配，而现货的实际意义远未至于此。在现货部 分，我们主要包含了四个讨论要点：1）拆定义：回答现货是什么、其构成要件中那些 需要额外关注，并通过一个形象的案例认知现货全貌；2）看作用：现货的表层作用起 到了电力的短期供需匹配，同时汇总了各地的现货市场运行数据；3）挖本质：现货也 会分别作用于辅助及容量市场，三者如何互相影响；4）看节奏：现货如此重要，未来 发展节奏如何把脉？
（一）现货市场的核心构成要件
现货的构成较为复杂，我们认为可以归纳为三个方面：机制选择、定价方式及调度预测。 关于现货市场的建设要点，目前已有诸多相关研究，宋永华等在《新电改下我国电力现 货市场建设关键要点综述及相关建议》一文中构建了相对全面的论述，并将其归纳为以 下 6 个要点。简化来看，我们归纳为三个方面：机制选择、定价方式及调度预测。
1、机制选择：当前多数试点为集中式市场
现货市场包括集中式市场和分散式市场两种形式，主流认知均认为我国当前阶段更适合 建立集中式市场。我国可选择的现货市场模式主要包括电力库竞价交易的集中式市场和 以中长期物理合约为主的分散式市场。集中式市场是指买卖双方的报价和物理交易需要 通过电力库进行，机构根据发用双方的报价情况采用全电量集中优化出清并统一安排调 度计划。集中式市场下中长期合约为金融性质的差价合约，仅用于金融结算而无需物理 交割。分散式市场更强调电力商品交易的流动性，允许发电商与用户自主签订双边合约， 独立决定电力的成交数量及价格。分散式机组开机方式、发电计划由市场主体自主决定， 发用双方确定的交易计划需要物理执行。
我国多数试点地区现货市场形式为集中式市场。分散式模式对电力系统网架要求较高， 适用于阻塞程度小、调峰资源充裕的地区，目前我国多数地区采取集中式市场。
集中式市场里长协电量一般金融化曲线分解至每日，现货针对实际需求与金融化曲线之 间的偏差。根据发改委发布的《电力现货市场基本规则（试行）》，中长期电量结算时一 般有两种方式：1）现货市场全电量按照现货市场价格结算，中长期电量按照中长期合 同和现货价差额结算；2）中长期合同电量按合同价格结算，并结算所在节点/分区与中 长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期电量的偏差量按现货市场结算。总 体来看，无论哪种方式，都先将中长期电量分解至每日，日前市场结算实际需求与中长 期分解偏差部分。
2、定价策略：定价机制选择与系统阻塞程度有关
电力现货市场的定价机制根据系统阻塞程度不同而确定。典型电力现货市场的定价机制 可以分为统一电价、分区电价和节点电价等，不同的定价方式均以边际出清机制为基础， 具体机制的选择根据系统阻塞程度不同而确定。统一电价适用于电网阻塞程度较轻的地 区， 交易区域内的所有用户均可接受出清的价格；分区电价适用于区域之间阻塞严重， 但分区域内部阻塞较轻的电网系统，区域内部用户可接受统一的出清价格；节点电价则 适用于电网阻塞较为严重的电网系统，机组的出清价格除考虑边际成本外还要考虑电网 阻塞成本，因此不同节点的电价会有所差异。 目前多数试点采取节点电价的定价机制。我国输电网络中存在一定阻塞，目前多数区域 采取节点电价的定价机制。这一机制可在节点定价时考虑系统阻塞和各类设备约束，并 为电力调度机构进行电网阻塞管理提供良好的参考。此外，由于节点电价可以通过价格 信号反映不同节点的电力价值和阻塞程度，节点电价或亦可引导电网投资。
3、调度预测：新能源波动性催化调度预测需求
新能源发电功率预测可促进发用电平衡而保证电网稳定运行。新能源出力预测通过采用 人工智能在内的多项技术及软件算法，结合天气预报数据、风光实测数据、地理数据等 预测新能源发电站未来的输出功率。一方面，新能源功率预测可帮助发电站合理制定生 产计划，安排运行方式；另一方面，新能源功率预测可帮助调度机构做好传统电力及新 能源电力的调控，保证电网稳定运行。目前，我国各地能源监管局已出台相应政策，要 求新能源发电站装有功率预测系统，并对功率预测精度提出要求。
风光加速并网下，新能源功率预测系统行业规模有望快速增长。随着风光装机占比不断 提升，现货市场出力波动性加大，功率预测也愈发重要。一方面，功率预测可以帮助调 度机构合理安排调度计划，保障系统安全运行；另一方面，功率预测可以帮助发电方对 实时的电力供需及电价进行判断，优化电力交易策略。根据沙利文预测数据，2024 年 我国新能源发电功率预测市场规模有望达 13.41 亿元，2019-2024 年复合增速或可达到 16.2%。
4、一个案例看中长期和现货如何衔接
论文《基于标准化金融交割曲线的现货市场建设路径设计》中给出了一个形象的例子， 我们认为可以更好的对现货交易机制的运行加以理解。该案例假设了一个水泥厂 A 及 电厂 B 在中长期合约签订下及现货市场运行的市场中，双方因为现货市场的存在而导致 的电厂的收益与水泥厂的成本变化。
从发用双方的交易曲线来看，阴影部分（中长期/月度合约分解电量）与实际用电负荷 （折线为实际功率）之间的缺口/盈余即为需要通过现货市场调节的部分，对于电厂 B 与水泥厂的最终交易结果参考图。
现货市场更好的匹配了电力供需，一定程度上或增厚了电厂收益。对于水泥厂 A：其实 际功率曲线与中长期电量分解曲线基本一致，因此现货市场支出费用较少，水泥厂 A 当 日电量的电费总计为 80.27 万元，对于电厂 B 在该日的电费总收入为 190.18 万元（中长 期电量费用共 188 万元+现货市场收入的 2.18 万元）。在现货市场中，当“日前功率曲 线>差价合约功率”，电厂能够多收到功率差额对应的费用；当“日前功率<差价合约功 率”，电厂需要减少功率差额对应的费用，最终电厂在日前市场收益为-1.59 万元，实时 市场收益为 3.77 万元。两者结合，由于现货市场的存在，电厂增加收益 2.18 万元。
（二）表面来看：现货更好实现短期电力供需匹配
1、最表层来看：现货最直接起到匹配短期电力供需的作用
现货对负荷及新能源出力的预测周期更短。正如前文提到，目前我国电力市场化交易包 括长协和现货两种形式。一般来说，长协签订的周期较长，而现货市场则针对次日或当 日的电力交易，更能反映电力市场实时的供需情况。按照时序划分，现货市场通常包括 日前市场、日内市场和实时市场的部分或全部。日前市场是电力交易的主要平台，一般 根据发用电双方报价集中出清形成日前交易计划，并为次日市场运行提供参考；日内市 场是随着发电及负荷预测的不断更新，为市场成员提供调整日前交易计划的平台；实时市场则关乎系统实时平衡和安全运行，根据超短期负荷预测和发电侧报价情况，形成最 为贴近系统实时运行的交易计划。相较于中长期交易，现货市场对负荷和新能源出力的 预测周期较短，因此其交易价格更贴近于市场实时供需情况，现货市场亦更能反映电力 产品的时间价值。
现货更能反映实时负荷波动带来的供需边际变化。总体来看，现货针对实时负荷和中长 期电量分解后的偏差部分，因此实时负荷波动带来的供需边际变化更多体现在现货价格 上。其中，日前市场交易标的是次日负荷预测与中长期分解电量的偏差，而实时市场交 易标的是实时负荷变化与日前负荷预测的偏差，实时市场对负荷的边际变化或更加敏感。
2、现货交易带来了什么影响：风光普遍折价、火电打开电价上浮空间
火电：现货打开电价上浮空间。一般来说，长协价格为电力交易双方综合考虑燃料成本、 机组折旧、运维成本等签订，其上下浮动不超过标杆电价的 20%，而现货价格上限更高， 我国多数省份现货价格上限为 1.5 元/度（约为长协价格的 3 倍），这意味着在煤价上涨 时，现货价格有更大上浮空间，可以将成本压力向下游传导。就实际交易情况来看，以 广东电力市场为例，在煤价高企时现货均价较标杆普遍上浮，并时常出现高于中长期价 格上限的情况；而在山东电力市场，由于风光占比较高，现货均价的上浮效果并不显著。
风光：现货交易时或有普遍折价现象。火电机组边际成本主要为燃料成本，因此当火电 机组为边际机组时，现货市场交易均价或与煤价呈现较强相关性；而风光边际成本几乎 为 0，且一般出力时间较为集中，在风光集中出力时，边际机组可能为风光机组或报价 较低的火电机组，这导致风光现货价格较标杆或出现一定折价现象。
（三）更深一层：现货的意义远未局限于解决短期用电供需匹配问题
1、长期看现货或可兼具深度调峰功能
现货市场和辅助服务都可实现出力匹配负荷波动的目的。风光出力不稳定和负荷波动性 的特点形成实时交易的电量需求，而现货市场和辅助服务都可成为弥补实时偏差的重要 手段。其中，辅助服务更多是依靠调度机构的指令完成，而现货市场以价格信号引导机 组分时出力，从而使出力平滑负荷波动。 现货机制完备的省份中，现货市场或可兼具深度调峰功能。据《山西省融合调峰辅助服 务的电力现货市场建设路径演化探析》（邹鹏等），以山西为例，在 2020 年第 6 次现货 市场试运行中，山西电力现货市场停止了日前、实时深度调峰辅助服务市场，火电机组 在风光出力高峰时段为减少亏损主动申报降低出力下限，在原有深度调峰能力基础上， 进一步释放了 150-200kW 的向下调节能力，现货市场的价格信号引导机组调整出力， 达到调峰的目的。而在部分省份现货市场机制尚不健全，同时随着风光大规模并网，仅 依托市场手段削峰填谷作用或仍有限，未来或形成现货与调峰辅助服务共存消纳的局面。
现货市场和辅助服务或均可促进火电灵活性改造。正如前文所述，现货市场以价格信号 引导各类机组出力，在中午新能源集中出力时，现货市场价格较低，火电机组为避免亏 损会降低出力；而在风光出力不足时，现货市场价格提升，火电机组出力随之增加。现 货市场以市场化手段引导火电机组出力变化，风光波动较大意味着灵活性更高的机组将 具有更强竞争力。辅助服务相对更加依靠电网调度手段，机组按照调度指令调节出力亦 对灵活性有一定要求。
2、风光大发下，现货市场价值识别功能缺失该如何解？
风光迅速发展可能造成现货市场价格信号缺失的问题。现货市场采取边际机组出清的定 价方式，风光装机大幅提升的趋势下，较低的边际成本或拉低现货市场价格水平。此外， 若风光装机占比过高，在其集中出力时段风光机组可能成为定价的边际机组，由于风光 边际成本近乎为零，届时现货市场或出现价格信号缺失的问题。 应对现货市场可能出现的价格信号缺失，我们基于对文献的整理，分时容量电价的新型 电力现货市场或为解决这一问题的方式之一。通过对文献的整理分析，我们认为《基于 分时容量电价的新型电力现货市场设计》（夏清等）中提出的日前运行新能源分时容量 市场和灵活性资源现货市场、实时运行灵活性资源现货市场、全年运行绿色证书交易市 场的方式或为未来现货市场运行的可能形态，其中：1）新能源分时容量市场可识别新 能源容量价值，实现机组固定成本的有效补偿，激发新能源降低其波动性的动力；2） 灵活性资源现货市场可度量灵活性资源的消纳价值，根据功率偏差需求对其定价；3） 绿色证书交易市场可以充分体现新能源低碳清洁的价值，并进一步对其固定成本进行补 偿。
（1）新能源分时容量市场
新能源分时容量市场可使新能源的容量价值得以识别并定价。新能源初始投资成本高而 边际成本低，新能源定价应充分考虑固定成本的分摊，根据新能源发电量预测将其固定 成本在各时段分摊，形成各时点的容量成本。新能源机组以其容量成本在日前市场报价， 用户申报对新能源发电量的需求，最终形成容量补偿价格，优先补偿容量成本较低的机 组（固定成本低、出力高）。若新能源预测出力无法满足日前负荷预测，火电机组等可以其边际成本参与到日前市场的报价中。此外，电力缺口较大时，调用新能源机组的容 量成本亦会随之提升，用户可在灵活性资源现货市场买电，并在绿色证书市场购买绿电 凭证，实现不同资源间的替换。
（2）灵活性资源现货市场
灵活性资源现货市场可使灵活性资源的消纳价值被度量和定价。在灵活性资源现货市场 中，交易标的为负荷曲线与日前交易曲线的功率偏差，灵活性资源扮演削峰填谷的角色。 若在某一时段功率偏差扩大，则对灵活性资源的调用需求提升，灵活性资源的出清价格 亦会随之提高；若某一时段功率偏差缩小，则对灵活性资源的调用需求减少，灵活性资 源的出清价格会随之下滑。因此，这一机制可以起到度量灵活性资源价值，以价格信号 引导灵活性资源配置的作用。
同时，分时价格信号亦有利于引导灵活性资源成本的合理分摊。灵活性资源的作用是削 峰填谷以调节功率偏差，因此灵活性资源的成本应由产生功率偏差的新能源和负荷分摊。 而在灵活性资源现货市场中，出清价格越高的时段内功率偏差越大，即新能源与负荷的 匹配程度越低，则该时段的新能源和负荷理应承担更高的成本。
（四）现货如此重要，目前发展到了什么阶段？后续推进如何展望？
我国多省份已开展现货市场连续结算试运行。2017 年以来，我国陆续出台了两批电力 现货试点，将浙江、山西、山东等 14 个省份或地区纳入现货市场建设范围。2022 年， 在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中，要求第一批试点原则上在 2022 年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点原则上在 2022 年 6 月底前启动现货市 场试运行。2021 年起，山西、山东、甘肃、蒙西 、南方等区域已陆续开展连续结算或 长周期连续结算试运行。
国家发改委出台关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，现货市场建设有望提速。 10 月 12 日，国家发改委及国家能源司出台《关于进一步加快电力现货市场建设工作的 通知》，通知要求要推动现货市场转正式运行、有序扩大现货市场建设范围、加快区域 电力市场建设，并持续优化省间交易机制。根据这一通知内容，我国多省份需在 2023 年底前开展长周期结算试运行，区域电力市场或将陆续启动电力试运行工作，现货市场 建设或将提速。
四、投资分析
1、火电产业链：灵活性改造、电力建设及传统电力运营
容量电价机制加持下，火电产业链或全面受益。容量电价机制使得火电机组的部分固定 成本可在容量市场得以保障，随着火电盈利愈发趋于稳健，火电产业链相关标的或将全 面受益。一方面，容量电价或可增厚火电机组利润，并平抑其盈利波动，火电运营商或 可直接受益；另一方面，容量电价或可激励火电建设，火电设备及工程建设相关标的亦 或从中受益。
辅助服务及现货市场或有利于火电灵活性改造。正如前文所述，参与辅助服务的机组要 根据调度指令调整出力，因此对机组灵活性有一定要求。而现货市场则通过价格信号引 导机组调整出力，灵活性较高的机组或更能及时优化出力计划。因此，辅助服务及现货 市场或均可促进火电灵活性改造需求。
2、出力预测相关
前期预测愈发重要，或是未来电改推进背景下的又一投资机遇。在辅助服务市场中，调 度机构需要提前根据电力需求预测，确定如何向火电机组提出向上或向下出力的调度指 令；在现货市场中，预测的意义更为直观，无论是新能源还是传统能源机组，为了实现 机组的经济型最优，日前、实时市场均需要前期对电力的供需情况进行预测。我们在前期研究中愈来愈发现后续电力市场中对于供需预测的重要性。由于本文主要对电力系统 的构成要素进行分析，在此仅给出一个潜在的投资方向，在后续的电力系列报告中，我 们讲对此细分行业的商业模式及后续发展远景做出更为详尽的讨论。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
