（报告出品方/作者：光大证券，殷中枢、黄帅斌、和霖）1、 波动性能源带来的电力安全稳定挑战1.1、 电力商品的特殊性电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩 溃，乃至大停电。
电力市场相较于普通商品市场具有显著的特殊性：（1）无仓 储性：生产、交割和消费几乎同时完成，交割速度远快于一般商品；（2）同质 性：不带有任何生产者的标识，电能实际生产和消费过程中不存在对应性；（3） 可预测性：电能需求在较长周期内会以日或周为单位呈现周期性波动；（4）生 产资料和生活资料的双重属性：既关系国计，又关系民生。
电力市场服务具有广 泛性及其产品的不可替代性，电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性， 既要遵循市场规律，又要顾及社会承受能力。
系统停电、缺电、限电是短时电力不平衡的一个重要表征因素。
受设备故障、停 运检修、功率大规模波动等影响，当系统发电容量或输电容量不能满足负荷需求 时，若没有灵活性的资源进行调节补充，便会造成系统停电，严重时有可能造成 系统性的大停电事故，如 2021 年 2 月中旬，美国得克萨斯州受极端寒冷天气影 响，电力供需严重失衡，电力现货价格暴涨，发生大面积、轮流停电事故；又如 2021 年 7 月后，中国大陆局部地区电力缺口问题开始逐渐显现，自 2021 年 9 月 24 日开始，中国大陆多个省份开始出现大规模限电状况，其中以中国东北地 区的辽宁、吉林、黑龙江三省尤为严峻。
1.2、 高比例可再生能源加大电网可靠性压力长时间来看，新能源发电可以满足电量平衡需要，但由于出力波动，在短时内无 法满足电力平衡需要。
新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点， 为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战。
由于新能源机组出力具有间歇 性，同样容量的新能源机组与常规火电或水电机组带负荷的能力并不相同，因此 电力系统充裕度分析中新能源容量无法与常规机组同等对待。
以风电为例，风电 可信容量指等可靠性前提下风电机组可以视为的常规机组容量大小，风电容量可 信度为其可信容量占其装机容量的比例，根据王彤等对南网的可靠性评估结果， 南网 2020 年风电的容量可信度在 0.67%~18.75%之间。
而方鑫等人在《并网光 伏电站置信容量评估》一文中测算，光伏的容量可信度在 54%~56%之间。
系统灵活运行能力是电力系统转型的核心。
灵活性用于衡量电力系统管理供需波 动性和不确定性的能力，随着波动性可再生能源的日益增长，系统灵活运行能力 变得更加重要。
（1）波动性是可再生能源发电企业的固有属性，最大发电量随 气候状况波动，对波动的预测准确性取决于预测时间；（2）波动性可再生能源 占比大小，影响了电力系统转型不同阶段对系统灵活性的部署需求；（3）灵活 性要求在不同时间范围内存在较大差异。
波动性可再生能源并网会对电力系统产生多种影响。
这些影响并非突然出现，而 是随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多。
2021 年风电、光伏发电量 9785 亿千瓦时，占全社会用电量的比重首次突破 10%，达到 11.7%，已进入第 3 阶段，有些省份已经进入第 5、甚至第 6 阶段，对系统灵活性的要求不断提高。
第 1 阶段：已部署第一批波动性可再生能源发电厂，但对系统基本没有影响；只 会造成极少的局部影响，例如在发电厂的并网点。
第 2 阶段：随着波动性可再生能源发电厂数量的增加，负荷与净负荷之间的变化 日益明显。
改进系统运行方式以更充分地利用现有系统资源，通常足以满足系统 并网要求。
第 3 阶段：供需平衡难度更大，需要系统性地提高电力系统灵活性，现有设施和 改进运行方式难以满足这一要求。
第 4 阶段：在某些特定时段，波动性可再生能源发电量足以提供系统大部分电力 需求，电力系统在系统受到扰动后迅速响应的方式发生变化。
可能涉及到规则调 整，使波动性可再生能源发电也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。
第 5 阶段：波动性可再生能源发电量经常超过电力需求，如果没有额外处理方式， 将导致出现净负荷的结构性过剩，增加弃电风险。
（1）将用电需求向波动性可 再生能源发电量较高的时期转移；（2）通过电气化创造新需求；（3）增加与 相邻系统的电力交换。
第 6 阶段：提高波动性可再生能源占比的主要挑战是：在风能和太阳能可用率持 续较低时（比如数周）如何满足电力需求，以及供应不易于电气化的应用需求。
因此，这个阶段需要季节性储能，以及应用氢等合成燃料。
1.3、 电力市场改革体现电力发展周期电力作为特殊的商品和生产要素，具有时间价值和空间价值。
（1）电力具有时 间价值：一天内不同时刻负荷大小不同，负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时 刻发电成本低，分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格；（2）电力具有空 间价值：不同地区电力资源供求关系不同，负荷中心发电资源稀缺，发电成本高， 电源中心发电资源富裕，发电成本低，节点/分区电价反应不同地区的边际机组 发电价格。
电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用, 经济发展放缓、电力行业产能过 剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。
第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。
20 世 纪 80 年代，中央政府财政资金并不充裕导致电力投资严重不足，第三方被允许 投资发电项目。
中央政府于 1987 年开始实施“三公”调度原则，以确保电力调 度的“公开、公平、公正”。
第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。
1997 年，为减少政府干预经济，电力行业的大部分资产都从电力工业部转移至新成立 的国家电力公司。
第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改 革。
2002 年，《电力体制改革方案》（中发[2002]5 号文件）发布，实现“厂 网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。
第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次 电力体制改革迎难而上。
2015 年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发[2015]9 号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管 住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。
第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全国统一电力市 场建设正式启动。
2021 年 10 月，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）发布，燃煤发电量全部进入电力市 场、工商业用户全部进入电力市场。
2022 年 1 月，《关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号）印发，明确到 2025 年， 全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、 联合运营；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围 内得到进一步优化配置。
2、 电力市场是优化资源配置的选择2.1、 电力市场构成电力市场体系包括市场主体、交易对象、交易类型、价格形成机制等方面，电力 市场的各子市场相互联系、相互制约，共同形成合力，推动整个能源电力经济的 发展。
电力市场体系中各类市场的划分有不同的维度，一般有交易数量和额度、 市场性质、交易品种、时间、竞争模式等维度。
从交易品种维度，电力市场划分 为电能量市场、容量市场、辅助服务市场和输电权市场，从时间维度，电力市场 又可以划分为电力现货市场和中长期市场。
电力市场的交易结构由垂直一体化向“管住中间、放开两头”转移。
第一阶段： 纵向一体，电力工业实行发供用一体化管理，不区分上网电价和输配电价。
政府 分类制定对用户的销售电价。
第二阶段：单一买方，厂网分开，发电环节以标杆 电价为核心的政府定价体系；销售环节目录销售电价，完善分时、两部制电价等 制度；电网通过销售电价与上网电价之差补偿成本。
第三阶段：趸售竞争，建立 独立输配电价机制，逐步放开上网电价、销售电价。
第四阶段：零售竞争，发电 侧燃煤电量全部进入市场，销售侧全面取消目录销售电价，10kV 以上用户全部 进入电力市场。
电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。
其中集中交易包括集中竞价 交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
集中竞价交易指设置交易报价提交截 ⽌时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统 一的市场出清，发布市场出清结果。
滚动撮合交易是指在规定的交易起⽌时间内， 市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优 先的原则进行滚动撮合成交。
挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电 量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布邀约，由符合资格要求的另一方提 出接受该邀约的申请。
集中竞价交易的市场出清价格，按买卖双方报价排序，以 社会福利最大化的原则出清，即买方价格由高至低、卖方价格由低至高的顺序优 先交易。
2017-2021 年，中国市场交易电量呈上升趋势。
据中国电力企业联合会统计， 2021 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时， 同比增长 19.3%，占全社会用电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点。
省 内交易电量（仅中长期）合计为 30760.3 亿千瓦时，省间交易电量（中长期和 现货）合计为 7027.1 亿千瓦时。
2017-2021 年期间，市场交易电量复合增长率 23.3%。
以 PJM（PJM 是美国最大的区域电力市场运营商）电价构成为例，其 2012 年 的平均电价为 47.78 美元/MWh，其中电能费用为 35.23 美元/MWh，占电价的 73.7%；容量费用为 6.02 美元/MWh，占电价的 12.6%；输电费用为 4.71 美元 /MWh，占电价的 9.9%；运行备用、调频、无功分别为 0.75 美元/MWh、0.25 美元/MWh、0.35 美元/MWh，占电价的 1.6%、0.5%和 0.7%。
销售电价分类别核定，主要包括大工业、一般工商业、居民生活和农业生产四类。
销售电价的定价机制又可分为分时电价、阶梯电价、两部制电价三类，其中分时 电价体现电力的时间价值，包括峰谷电价、季节电价、丰枯电价（指水电），电 力紧缺时电价高、电力富裕时电价低；阶梯电价引导居民建立节约消费，根据累 计电量大小分阶段实行不同的电价标准，累计电量越大、电价标准越高；两部制 电价体现电力投资的合理性，在电量电价之外，按用电设备容量或最大需量另外 收取一部分电费，避免“大马拉小车”，从而节约用电、提高设备利用率。
2.2、 现货市场电力现货市场是发现电力价格、激励响应的核心环节。
电力现货市场主要可开展 日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展 备用、调频等辅助服务交易。
日前市场于运行日前一日以天为时段组织交易的电 能量市场，日内市场是日前市场关闭后，市场成员进行发用电计划微调的平台， 实时市场是实际运行前 5-15 分钟组织的电力实时交易平台。
现货市场可发现电力实时价格，准确反映电力供需。
日前、实时现货价格可及时、 准确发映供需形势和发电侧成本变化，为中长期交易价格提供参考，有助于能源 行业上下游价格传导。
以山西现货市场电力交易为例，2021 年 9 月、2021 年 12 月、2022 年 1 月、2022 年 3 月期间，实时市场与日前市场的平均上网电价 分别为 353.29 元/MWh 和 353.40 元/MWh，但实时成交均价与日前成交均价表 现出明显的波动性，如 2021 年 9 月 19 日的日前成交均价为 935 元/MWh，而 实时成交均价仅 517 元/MWh，实时电价下浮 44.7%;而 2022 年 3 月 1 日的日前 成交均价为 154 元/MWh，实时成交均价 407 元/MWh，实时电价上浮 164.3%。
广东现货市场日前成交价较燃煤基准价平均上浮 21.5%、实时成交价较燃煤基 准价平均上浮 24.2%。
以 2021 年 11 月至 2022 年 4 月广东现货市场交易数据 统计分析，6 个月的日前成交均价为 562.4/MWh、实时成交均价为 575.1/MWh， 日前市场与实时市场成交均价相近，均高于燃煤基准价（463 元/MWh）。
日前 成交电价与实时成交电价表现出明显的波动性，日前市场成交均价较燃煤基准价 最高上浮 85%、最高下浮 55%；实时成交均价较燃煤基准价最高上浮 103%、 最高下浮 40%。
电力现货交易促进新能源消纳。
可再生能源出力存在不确定性，由于负荷不会发 生剧烈变化，当可再生能源大发时，需要以火电为主的机组降低自身出力，为可 再生能源让出发电空间。
然而，由于火电存在最小出力的限制，同时火电也无法 实现迅速停机，因此能够出让的发电空间有限。
若出让的发电空间小于新能源增 加的发电，则会造成新能源的弃置情况。
现货市场利用价格信号挖掘发用两侧调 节能力，提升新能源消纳空间，在新能源大发期间，现货市场价格下降直至为零， 引导火电机组主动停机或降低出力下限，将发电空间让给新能源，用户侧及时根 据价格信号调整用电习惯，释放用户侧调节空间。
（报告
