公用事業(yè)行業(yè)研究電改深化推動輔助服務煤炭硅料預期雙降VIP

公用事業(yè)行業(yè)研究-電改深化推動輔助服務煤炭硅料預期雙降公用事業(yè)及環(huán)保板塊行情回顧今年以來電力板塊跑贏滬深300指數(shù)14.99個百分點2022年市場走勢較差，電力及公用事業(yè)作為傳統(tǒng)防御性板塊，表現(xiàn)強于大盤。截止到2022年11月30日，Wind電力板塊今年以來下跌7.02%，與其他中信一級行業(yè)指數(shù)相比處于第9位；同期滬深300指數(shù)下跌22.01%，電力板塊累計跑贏大盤14.99個百分點。水電、火電、煤氣子板塊下跌截止到2022年11月30日，據(jù)中信行業(yè)指數(shù)分類，水電子板塊下跌2.78%，跑贏滬深300指數(shù)19.7個百分點；火電子板塊下跌2.31%，跑贏滬深300指數(shù)19.23個百分點；燃氣子板塊下跌4.77%，跑贏滬深300指數(shù)17.24個百分點。整體來看，電力行業(yè)中火電板塊表現(xiàn)相對較好。電力及公用事業(yè)板塊估值處于行業(yè)中游水平截止到2022年11月30日，電力及公用事業(yè)行業(yè)一致預期市盈率為22.75倍，居于各行業(yè)中游水平。而根據(jù)最新凈資產(chǎn)計算的市凈率，電力及公用事業(yè)行業(yè)為1.82倍，在所有行業(yè)中處于中游的位置。今年以來環(huán)保行業(yè)跑贏滬深300指數(shù)3.29個百分點截止到2022年11月30日，申萬環(huán)保工程及服務二級指數(shù)今年以來下跌18.72%，與其他Wind一級行業(yè)相比位居第19位，同期滬深300指數(shù)下跌22.01%，環(huán)保行業(yè)累計跑贏大盤3.29個百分點。2022年以來水務運營、生態(tài)園林板塊跌幅較小我們在環(huán)保板塊選擇了105家A股和10家H股進行跟蹤研究，并將這些公司細分為環(huán)境監(jiān)測、大氣治理、固廢資源化、綜合治理、環(huán)境衛(wèi)生、污水處理、水務運營、固廢無害化以及環(huán)保設備9個子板塊。從各子板塊今年年初以來的漲跌幅來看，環(huán)保設備、環(huán)境監(jiān)測、綜合治理、水務運營、污水處理、固廢無害化、大氣治理、固廢資源化、環(huán)境衛(wèi)生板塊分別下跌2.67%、11.61%、13.90%、14.34%、14.37%、18.58%、19.19%、24.43%、30.31%。截至2022年11月30日，環(huán)保行業(yè)一致預期PE為24倍，居于各行業(yè)中游水平。而根據(jù)最新凈資產(chǎn)計算的市凈率，環(huán)保行業(yè)只有1.64倍，在所有行業(yè)中也處于中后的位置。電改不斷深化，電力輔助服務重要性愈發(fā)凸顯2020年冬季至今，我國出現(xiàn)了多輪次的限電限產(chǎn)，缺電產(chǎn)生的原因核心共同點在于隨著工業(yè)的發(fā)展和電氣化水平的提升，我國用電也呈現(xiàn)負荷提升、峰谷差異拉大的趨勢，而發(fā)電側新增電源主要是風電光伏，極易受到環(huán)境影響從而導致出力不穩(wěn)定，同時抽蓄、火電改造、氣電等調(diào)節(jié)能力的建設不及預期，無法提供充足的調(diào)節(jié)。為了應對未來電源結構變化的挑戰(zhàn)，我國電力市場化改革不斷加速，近年來電源電價機制、電力現(xiàn)貨市場、電力輔助服務等均呈現(xiàn)加速發(fā)展完善態(tài)勢。隨著未來風、光發(fā)電建設的持續(xù)提速，靈活性電源需求也將持續(xù)爆發(fā)，電力輔助服務將在電力平衡中扮演越來越重要的角色。電力商品作為一類特殊的商品，具備以光速傳播、難以大規(guī)模儲存的特點，因此電網(wǎng)的供電端和用電端必須時時保持供需平衡，以保證電網(wǎng)的穩(wěn)定和安全。但由于供電側和用電側在實際運行中隨時都會遭遇各種復雜因素的影響，電網(wǎng)依靠提前計劃測算難以保持電網(wǎng)的功率、頻率、電壓等參數(shù)保持相對穩(wěn)定，所以用于維持電網(wǎng)正常工作的電力輔助服務十分重要，是我國電力市場不可或缺的重要組成部分。電力市場輔助服務是除發(fā)、輸、配、用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)、電力用戶和售電主體為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量所提供的服務。電力輔助旨在解決電網(wǎng)運行中的各種意外波動，保持電網(wǎng)兩端供需平衡，穩(wěn)定關鍵物理參數(shù)，使電網(wǎng)穩(wěn)定安全的運行。近年來，我國電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，同時電力供應能力總體富余，龐大的發(fā)電量有力地支撐了電力輔助的需求。同時我國電力行業(yè)尤其是清潔能源發(fā)展迅速，電源結構、網(wǎng)架結構等發(fā)生重大變化，系統(tǒng)運行管理的復雜性隨之大增，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提出更高要求。為更好地適應我國電力行業(yè)的大發(fā)展，我國積極開展電力體制改革，進一步還原電力商品屬性，將計劃式電力分配方法逐步改良為市場化競爭電力體制，構建有效競爭的電力市場結構和市場體系。電力輔助作為電力系統(tǒng)的重要組成部分，也迎來發(fā)展良機。經(jīng)過十余年發(fā)展，我國電力輔助服務市場的服務內(nèi)容逐漸明確。現(xiàn)階段電力輔助服務從提供服務的性質(zhì)進行分類，可分為有功、無功、黑啟動三類，其中有功服務又可細分為調(diào)峰、調(diào)頻、備用三大類服務。從是否獲得補償?shù)慕嵌冗M行分類，可將每個類別的輔助服務進一步分為無償輔助服務和有償輔助服務。有償電力輔助服務通過在中長期市場和電力現(xiàn)貨市場進行交易，交易價格受市場供需情況和成本等因素影響，雙方達成交易后由服務提供者向服務購買者提供對應時段的電力輔助服務?，F(xiàn)階段市場上主要交易品種為深度調(diào)峰、自動發(fā)電控制（AGC）和旋轉備用。調(diào)峰服務。調(diào)峰服務指發(fā)電機組在規(guī)定的處理范圍內(nèi)，為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調(diào)節(jié)速度進行的發(fā)電機組出力調(diào)整所提供的服務。我國現(xiàn)有電源結構下，發(fā)電端和用電端均有不同的峰谷特征，而調(diào)峰服務的目的正是為解決發(fā)電端和用電端峰谷不匹配問題。從用電端來看，城市用電負荷通常有早高峰與晚高峰，據(jù)某區(qū)域電網(wǎng)典型負荷曲線變化顯示，早高峰多出現(xiàn)在上午9-10點，晚高峰多出現(xiàn)在18-19點。在過去主要采用煤電時期，通過設計一個區(qū)域內(nèi)煤電的總功率，在保證滿負荷能滿足電網(wǎng)最大需求的情況，在用電低谷時段火電廠可以通過調(diào)低自身的負荷率或關停部分機組來降低發(fā)電功率，使供電端能與城市用電的高峰低谷較好匹配，從而維持電網(wǎng)穩(wěn)定。但從發(fā)電端來看，我國清潔能源裝機容量不斷增加，在電源結構中的裝機比例也不斷升高。截至2022年10月底，我國風力發(fā)電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模分別達3.49億千瓦與3.64億千瓦，分別占我國發(fā)電裝機總容量的14%與14.6%。而風電、光伏、常規(guī)水電作為電源，其出力具備顯著的時間不均勻性，而核電的出力則具備剛性。風電、光伏受一天中風力條件、光照強度、來水流量的影響，導致出力不均勻，風電和光伏尤為突出。風電出力呈現(xiàn)“夜峰晝谷”的特點，出力高峰往往集中于夜間。在晴天，光伏出力呈現(xiàn)“單峰”的特征，在中午時分出力較大，而晚20時至早5時無出力。常規(guī)水電受季節(jié)、日分時來水影響也較大。核電由于核反應關停成本巨大，故其出力具備剛性，源源不斷向電網(wǎng)送電。清潔能源中部分電源發(fā)力不均勻，部分電源發(fā)力剛性，可統(tǒng)稱為“不具備調(diào)峰能力的電源類型”，在缺乏儲能手段的當下，僅靠這些電源無法完成對電網(wǎng)負荷的匹配。因此，具備控制自身發(fā)電功率能力的煤電、氣電、抽水蓄能水電、生物質(zhì)發(fā)電等電源，需要根據(jù)電網(wǎng)負荷要求靈活調(diào)節(jié)自身發(fā)電功率，從而使電網(wǎng)發(fā)電端與負荷端始終保持供需平衡。但電源調(diào)峰服務并非都有補償，各地能監(jiān)局根據(jù)地方情況劃定有償調(diào)峰補償基準線，電源超過基準線時視為超出正常工作范圍提供調(diào)峰服務，此時應當由超發(fā)或少發(fā)電量的電源予以補償。而在電源機組的正常運行功率范圍內(nèi)，電源應當為電網(wǎng)提供無償調(diào)峰服務。由于目前我國供電格局整體寬松，現(xiàn)階段主要有償調(diào)峰服務類型為煤電實時深度調(diào)峰，旨在調(diào)低火電發(fā)電功率，從而給新能源電力消納留出足夠空間。實時深度調(diào)峰是火電機組通過在日內(nèi)調(diào)減出力，使火電廠機組平均負荷率小于或等于有償調(diào)峰基準時提供輔助服務?；痣姍C組提供實時深度調(diào)峰服務，須能夠按照電力調(diào)度機構的指令，滿足一定調(diào)節(jié)速率要求，隨時平滑穩(wěn)定地調(diào)整機組出力。以我國電力輔助試點地區(qū)東北為例，對于不同時期和不同類型火電機組，火電有償調(diào)峰補償基準線亦有所不同。在非供熱期，純凝火電機組負荷率低于50%時可獲得調(diào)峰補償，熱電機組在負荷率低于48%時即可獲得調(diào)峰補償；在供熱期，純凝火電機組負荷率低于48%時可獲得調(diào)峰補償，熱電機組負荷率需要低于50%才可獲得調(diào)峰補償。在日前調(diào)峰市場中，火電機組出售自身調(diào)峰能力，而缺少調(diào)峰能力的機組則需要購入調(diào)峰服務。日前雙方完成報價后，電力調(diào)度機構按照電網(wǎng)運行實際根據(jù)競價結果由低到高依次調(diào)用，每15分鐘作為一個出清周期。除實時深度調(diào)峰外，有償調(diào)峰手段還包括可中斷負荷調(diào)峰、電儲能調(diào)峰、火電停機備用、火電應急啟停調(diào)峰等，但目前市場主流類型為實施深度調(diào)峰，因為實時深度調(diào)峰具備響應快、成本低、對發(fā)電裝置損傷小等優(yōu)點。調(diào)峰服務是我國為了解決電網(wǎng)兩端負荷不匹配而設計的一種輔助服務類型，值得注意的是，國外并無調(diào)峰輔助服務，而是通過電力現(xiàn)貨市場競價，通過電力價格信號自發(fā)引導不同時段的發(fā)電量與次日電網(wǎng)負荷匹配。調(diào)頻服務。國家規(guī)定我國電網(wǎng)工頻為50赫茲±0.2赫茲，在電網(wǎng)正常運行過程中，負荷端的不斷變化會引起電網(wǎng)頻率隨之變化，為穩(wěn)定整個電網(wǎng)的工頻在50赫茲左右，發(fā)電端需要隨之調(diào)整自身出力大小。這種當電力系統(tǒng)頻率偏離目標頻率時，發(fā)電機組通過調(diào)速系統(tǒng)的自動反應，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務就是調(diào)頻服務。根據(jù)調(diào)頻目的、參與調(diào)頻對象、調(diào)節(jié)周期等因素的差別，調(diào)頻服務可分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻。一次調(diào)頻是外界負荷波動時，機組調(diào)速器自動參與調(diào)節(jié)作用，改變各機組所帶負荷，盡力減少電網(wǎng)頻率的變化。一次調(diào)頻的特點是調(diào)控周期短、所有機組參與、無人為調(diào)節(jié)、有差調(diào)節(jié)。二次調(diào)頻指通過人為控制使某個或某些機組，依靠變頻器精準匹配負荷需求，以及恢復電網(wǎng)頻率精準保持恒定值。二次調(diào)頻特點是調(diào)控周期中等、部分機組參加、人為調(diào)節(jié)、無差調(diào)節(jié)。三次調(diào)頻是根據(jù)負荷預計曲線，各廠機組按計劃出力曲線調(diào)整，使電力分配達到最優(yōu)狀態(tài)。三次調(diào)頻特點是調(diào)控周期長、人為調(diào)節(jié)?，F(xiàn)階段南方電網(wǎng)調(diào)頻市場的服務提供者主要為具備AGC功能的并網(wǎng)發(fā)電單元，而第三方輔助服務提供者暫無市場機會。抽水蓄能電站按現(xiàn)行有關規(guī)定提供調(diào)頻服務，不納入調(diào)頻市場補償范圍。而調(diào)頻市場繳費者為容量30MW及以上的風電場、10KV及以上的集中式光伏電站、2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站、自備電廠以及電力用戶和其他需要繳納補償費用的市場主體等。目前調(diào)頻服務的價格申報過程中，價格因素包括里程價格、容量價格和電網(wǎng)過路費等，其中服務提供端只需要申報里程價格，其余價格由官方統(tǒng)一規(guī)定。服務提供端同時申報服務價格和相應服務電量，服務購買端僅電力調(diào)度機構提供次日調(diào)頻服務需求下限。電力調(diào)度機構將整個南方電網(wǎng)分割為幾個調(diào)頻資源需求區(qū)，次日總調(diào)頻需求由各資源需求區(qū)的需求下限和動態(tài)需求部分（下圖中A、B、C部分）組成，電力調(diào)度機構根據(jù)總需求由低到高調(diào)用市場出價，確定當日最終出清價格。正式出清時，需求下限與動態(tài)需求均按最終出清價格統(tǒng)一結算。調(diào)頻服務產(chǎn)生的費用，由電力調(diào)度機構后續(xù)合理分擔給享受調(diào)頻服務的發(fā)電企業(yè)。備用服務。備用服務指為了保證可靠供電，電力調(diào)度交易機構指定的發(fā)電機組通過預留發(fā)電容量所提供的服務。備用分為旋轉備用和非旋轉備用，電力市場起步初期，只對旋轉備用進行補償。旋轉備用特指運行正常的發(fā)電機維持額定轉速，隨時可以并網(wǎng)，或已并網(wǎng)但僅帶一部分負荷，隨時可以加出力至額定容量的發(fā)電機組。非旋轉備用則指發(fā)電機平時處于未開機狀態(tài)，接到指令后方開機上網(wǎng)。2020年10月，華東能監(jiān)局發(fā)布《華東電網(wǎng)備用輔助服務市場運營規(guī)則(征求意見稿)》，《意見》指出華東電網(wǎng)備用市場包括日前備用輔助服務市場和日內(nèi)備用輔助服務市場。備用市場與華東電力調(diào)峰輔助服務市場有序銜接，日前備用市場出清后，在省級電網(wǎng)出現(xiàn)日前預測調(diào)峰容量不能滿足要求時，啟動華東電力調(diào)峰市場。華東電網(wǎng)備用市場買方為華東電網(wǎng)電力調(diào)度機構，賣方為有富裕旋轉備用能力的發(fā)電機組。市場起步初期，包括30萬千瓦及以上燃煤火電機組，30萬千瓦及以上燃氣機組，單機大于5萬千瓦、達到月調(diào)節(jié)能力及以上性能的直調(diào)水電機組，裝機大于5萬千瓦的電（或電化學）儲能裝置，不包括自備電廠機組和電網(wǎng)內(nèi)部保留電廠。隨著市場逐步成熟，適時擴大至核電、風電、光伏、虛擬電廠等發(fā)電主體。日前備用市場交易報價通過集中報價確定，出清周期為15分鐘。日內(nèi)市場采用分段邊際電價出清，出清未來2小時時刻到未來4小時時刻交易結果。日內(nèi)市場的賣方落地報價=日內(nèi)備用市場賣方報價（送端）+賣方省（市）電力有限公司輸電價（含損耗）+國家電網(wǎng)華東分布電量輸電價。美國PJM電力市場輔助服務發(fā)展情況美國電力體制改革歷程及現(xiàn)狀美國電力工業(yè)發(fā)展較為成熟，其電力體制歷經(jīng)多輪改革，改革經(jīng)驗和方向值得國內(nèi)參考借鑒。美國電力改革得核心是打破一體化，放開發(fā)電和配售電端管制，實現(xiàn)自由競爭，更好地實現(xiàn)電力資源的合理分配利用。美國電力體制改革始于1978年公用事業(yè)監(jiān)管政策法案（“PURPA”，PublicUtilitiesRegulatoryPolicyAct）的發(fā)布，旨在通過自由市場刺激電力公司以更低成本提供更廣泛的商品。1992年發(fā)布能源政策法案（EPAct），規(guī)定所有電力公司必須提供輸電服務，所有電力公司被迫建設新輸電設備傳輸非電力公司的電力。1996年出臺的888號和889號法令規(guī)定開放輸電服務價格和輔助服務價格，并將發(fā)電和輸電從功能上分離。一系列法令的頒布取得了顯著效果，一些比較成功的電力市場如PJM、紐約ISO開始形成。1999年，聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）頒布2000號法提出建立區(qū)域輸電組織（RTO）的設想，并在2002年發(fā)布醞釀已久的標準電力市場設計法案，加速美國電力市場的發(fā)展。目前美國各州電力市場規(guī)定及進展各不相同，現(xiàn)在全美有十個電力批發(fā)市場，情況較為復雜。但總體來說，區(qū)域輸電組織（RTO）負責運營的電力市場已實現(xiàn)輸電環(huán)節(jié)與發(fā)電環(huán)節(jié)、配電環(huán)節(jié)分離。負荷服務公司（LSEs）作為發(fā)電側和售電側中間的紐帶，在批發(fā)市場從生產(chǎn)商手里購買電力并在零售市場出售給消費者。由于電力市場競爭相對充分，市場價格能較好地反應供需情況和運營成本，電力生產(chǎn)商在市場法則下優(yōu)勝劣汰，勝者可以保持相對穩(wěn)定的盈利能力。PJM市場是美國久負盛名的電力市場，負責美國大西洋沿岸13個州及哥倫比亞區(qū)的電力系統(tǒng)運行與管理，職能范圍覆蓋24萬平方英里土地。PJM于1997年被批準成為美國第一個全功能的獨立系統(tǒng)運營商（ISO），負責地區(qū)電網(wǎng)的營運，但不擁有發(fā)電機組、輸配電資產(chǎn)或其他電力設施，以便為非公共事業(yè)服務公司的用戶提供對網(wǎng)絡的無歧視接入。2002年，PJM成為美國首個全功能的區(qū)域輸電組織（RTO），負責約7.2萬英里傳輸線的地區(qū)電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制（同我國電網(wǎng)調(diào)度中心），管理競爭性電力批發(fā)市場（同我國電力交易中心），并規(guī)劃電網(wǎng)的擴容以保障系統(tǒng)可靠性并減輕阻塞。PJM整合了PX（電力交易商）和獨立系統(tǒng)運營商（ISO）的角色，采用著名的節(jié)點邊際價格LMP來制定電力市場化交易價格。PJM電力市場由電力現(xiàn)貨市場、容量市場、金融輸電權市場和輔助服務市場組成，其中電力現(xiàn)貨市場包括日前市場和實時市場。此外，PJM自身不提供電力期貨交易，而是通過將商品交易所的非標準化的場外交易合約按照期貨交易機制進行標準化改造，推出電力期貨合約產(chǎn)品。實時現(xiàn)貨市場實際上是實時平衡市場，該市場基于系統(tǒng)實際運行情況，使用安全約束下的經(jīng)濟調(diào)度對電能、輔助服務進行聯(lián)合出清，每5分鐘計算一次市場出清價格，對實時出清電量與日前出清電量的偏差電量按照實時節(jié)點邊際電價結算。對于發(fā)電企業(yè)而言，在現(xiàn)貨市場中一旦有較自身長期合同價格更低的機組電量報價，其可以通過買入更低價現(xiàn)貨電代替自己發(fā)電，完成長期合約的履約。PJM輔助市場演變PJM電力市場是集中式的競爭性電力批發(fā)市場，PJM輔助服務市場建設主要分為三個階段：電力工業(yè)重組期、輔助服務市場體系建設期、輔助服務市場體系完善期。電力工業(yè)結構重組期始于1996年，其標志為FERC在888號令中對輔助服務進行定義，在1997年PJM成立后，電力市場中包含5種輔助服務：調(diào)頻、備用、黑啟動、無功電壓控制、不平衡電量，輔助市場初露端倪。自2000年至2012年，PJM逐步構建并完善輔助服務市場體系，分別于2000年設立日前能量市場及調(diào)頻市場；于2002年修正PJM調(diào)頻市場及PJM10min旋轉備用市場；于2008年設立日前計劃備用市場；于2009年將前三測試引入調(diào)頻市場。2012年后，PJM持續(xù)完善輔助服務市場體系，對輔助市場的范圍和細節(jié)進行進一步調(diào)整。2012年PJM在調(diào)頻市場中引入調(diào)頻性能和調(diào)頻容量兩級指標，并設立非同步備用市場；2013年PJM在調(diào)頻市場中引入RegA和RegD兩類信號；2014年需求響應資源可參與調(diào)頻及同步備用市場。PJM輔助服務板塊中最主要的交易產(chǎn)品是調(diào)頻服務、備用服務和黑啟動服務，其中調(diào)頻服務和初級備用服務采用集中式市場化交易，與電力市場聯(lián)合優(yōu)化運行。日前市場運行過程中參與輔助服務的機組需要在運行日前一天向PJM提交投標信息，輔助服務市場在實時運行前60min關閉，在此之前發(fā)電商可修改投標信息，在此之后至實際運行前發(fā)電商可將機組狀態(tài)設為不可用，退出市場競爭。在日內(nèi)市場中，PJM在小時前將調(diào)頻市場和備用市場分3個步驟與實時電能聯(lián)合優(yōu)化，包括輔助服務優(yōu)化程序（ASO）、滾動安全約束的經(jīng)濟調(diào)度程序（ITSCED）和節(jié)點價格計算程序（LPC）。實時運行過程中按照電能和輔助服務購買總成本最小化的原則，每5分鐘將輔助服務市場與電能量市場聯(lián)合出清一次，完成日前市場和日內(nèi)市場已交易的對應時段輔助服務內(nèi)容。調(diào)頻服務方面，可以在5分鐘內(nèi)響應的發(fā)電側和用戶側的調(diào)頻資源都可以參與調(diào)頻市場，并根據(jù)其性能表現(xiàn)獲得對應收益。按照調(diào)頻資源響應速度的快慢，美國PJM調(diào)頻服務進一步細分為傳統(tǒng)調(diào)頻響應類型（RegA）和動態(tài)調(diào)頻響應類型（RegD）。RegA資源在5分鐘內(nèi)達到指定出力即可，調(diào)頻性能相對較差，其常見的機組類型包括燃煤機組、燃氣機組、聯(lián)合循環(huán)機組等；RegD資源需要在幾秒內(nèi)即開始響應，并能在一至二分鐘內(nèi)達到指定出力，常見的機組類型為儲能機組、抽水蓄能機組等。在實際運行過程中，二者相互協(xié)調(diào)完成調(diào)頻任務，二者皆有自己的優(yōu)勢與劣勢，需求端可以根據(jù)自己實際情況選擇合適的調(diào)頻工具，達到資源的高效分配利用。為體現(xiàn)調(diào)頻性能與調(diào)頻資源類型的區(qū)別，PJM調(diào)頻市場采用綜合容量報價和里程報價的方式進行定價。所謂調(diào)頻容量，可簡單認為是實際出力水平與能量出力水平之差在時間上的積分，換言之即調(diào)頻機組為了將電網(wǎng)頻率拉回工頻而多出力部分。調(diào)頻里程指一段時間內(nèi)調(diào)頻資源根據(jù)調(diào)頻指令上調(diào)或者下調(diào)出力的絕對值之和，即下方示意圖中所有雙箭頭虛線的長度之和?？傮w來看，調(diào)頻容量是對調(diào)頻機組出力多少的最終衡量標準，而調(diào)頻里程側重于機組出力幅度，是調(diào)頻容量的一個特征側寫。調(diào)頻服務具體的操作流程主要包括確定調(diào)頻需求、日前報價、時前出清、實時出清四個步驟。首先由獨立系統(tǒng)運營商（ISO）負責預測次日調(diào)頻需求，主要是根據(jù)高分負荷的百分比來設置，如PJM即設置為高峰負荷的0.7%，通常為峰段800MW，谷段525MW。隨后在ISO按一定規(guī)則進行調(diào)頻責任分配給負荷服務商（LSE），無法完全履行自己調(diào)頻責任的LSE可以在日前市場購買調(diào)頻服務。日前市場上，調(diào)頻資源報價包括容量報價、里程報價和愿意提供的調(diào)頻容量三部分。次日的時前市場中，PJM根據(jù)實時市場節(jié)點邊際電價（LMP）和調(diào)頻資源的運行成本曲線，得到每個機組的機會成本，進而得到機組的實時排序價格。PJM按照由低到高排序并出清，直到實際可提供的調(diào)頻容量（中標調(diào)頻容量）滿足總調(diào)頻容量的需求。進入實時調(diào)度后，PJM將每個調(diào)度小時分為12個調(diào)度時段，即以5分鐘為調(diào)度時段進行出清。12個時段的算術平均值被當作該調(diào)度小時最終的容量價格和里程價格，用于市場結算。國外電力輔助市場經(jīng)驗總結PJM通過發(fā)展有組織的電力批發(fā)市場，成功地降低了市場電電價并創(chuàng)建了更為清潔的電力系統(tǒng)。PJM電力批發(fā)市場的價格比以往任何時候都低，并在2016達到了歷史最低點，從2008年至2017年，PJM的批發(fā)市場電價下跌超過40%。這是因為電力交易市場化使更高效率的發(fā)電機組得到激勵，促進低效產(chǎn)能的更新?lián)Q代，舉例來看，競爭市場幫助PJM轄區(qū)內(nèi)核電機組提升了將近20%的可用性。此外，市場鼓勵新的和有競爭力的機組進入市場有效降低了碳排放。從2007年至2017年，PJM轄區(qū)內(nèi)機組的碳排放強度降低了30%，卻沒有給消費者帶來任何附加成本。PJM市場化競爭中新的機組不斷進入，缺并未使系統(tǒng)損失可靠性和強韌性。PJM通過更有效地整合資源，從更廣闊的電力庫中調(diào)度從而減少對備用的需求，PJM幫助用戶每年至少節(jié)約230億美元。同時市場也確保了未來的可靠性，PJM容量市場提前三年確保電力用戶的需求能夠被滿足，直到2022年，PJM已經(jīng)購買了超過預期峰荷21%的備用容量。PJM不斷在市場化的原則下改進規(guī)則，在22%的發(fā)電機組無法正常運轉的2014年極地漩渦來襲之后，PJM制定了一個市場懲罰體系來提升可靠性。在2017年十二月底到2018年1月初的寒潮中，系統(tǒng)的實際表現(xiàn)證明了改進的有效性?？v觀美國PJM的發(fā)展歷程，它通過不斷改進最終成為全球電力市場改革的經(jīng)典案例。它在輔助市場發(fā)展過程中有以下幾方面值得后來者借鑒：

在頂層設計方面，PJM旨在設計一種電能量與電力輔助結合的市場模式。按照電能量、輔助服務總成本最低的原則進行出清，幫助整個市場降低了成本，從而實現(xiàn)了社會福利最大化。同時，PJM在日前市場透明公開發(fā)布各類產(chǎn)品的需求量，作為市場出清依據(jù)，有助于市場參與者估計及參與輔助服務交易，增強市場參與者信心。在框架設計方面，在滿足電網(wǎng)運行安全的基礎上，PJM逐漸豐富輔助服務資源類型，產(chǎn)品種類不斷細化，市場競爭愈發(fā)充分。PJM不斷標準化新的輔助服務產(chǎn)品，從而將該輔助服務引入?yún)^(qū)域市場化競爭，提高各類輔助服務資源利用效率。以調(diào)頻服務為例，PJM在發(fā)電機組調(diào)頻的基礎上，逐步引入儲能調(diào)頻、需求響應等調(diào)頻服務，有效降低了調(diào)頻服務的總成本。又如備用服務中將不同機組細分為T1、T2類別，在保證相對公平的前提下，使更多的機組可以參與到備用服務市場中，提高了整個系統(tǒng)的經(jīng)濟性。在產(chǎn)品設計方面，PJM充分挖掘每類產(chǎn)品的關鍵因子，從而更好地區(qū)分并運營不同特性的輔助工具。如調(diào)頻服務，PJM根據(jù)響應時間細分為RegA和RegD，定價方式使用容量定價和里程定價，更好地反映了不同類型輔助工具的特點和價值，幫助市場按需取用，提高整體效率。國內(nèi)電力市場輔助服務發(fā)展情況國內(nèi)電力市場輔助服務發(fā)展歷程隨著電力體制改革的逐步推進，我國電力輔助服務的發(fā)展基本上經(jīng)歷了2002年以前無償提供階段、2006～2014年計劃補償階段和2014年之后的市場化探索階段共三個主要階段。2002年以前，我國電力工業(yè)主要采取垂直一體化的管理模式，由系統(tǒng)調(diào)度部門統(tǒng)一安排電網(wǎng)和電廠的運行。根據(jù)等微增率原則（以電力系統(tǒng)最小能源損耗為目標），電力系統(tǒng)調(diào)度機構考慮系統(tǒng)的負荷特性、水火比重、機組特性以及設備檢修等方面因素，進行發(fā)電計劃和輔助服務的全網(wǎng)優(yōu)化。在對電廠進行結算時，輔助服務與發(fā)電量捆綁在一起進行結算，并沒有單獨的輔助服務補償機制。2002年電力體制改革，“廠網(wǎng)分開”導致各發(fā)電廠分屬于不同的利益主體，傳統(tǒng)的無償提供電力輔助服務難以協(xié)調(diào)電力行業(yè)各方利益。為此，原國家電監(jiān)會于2006年印發(fā)《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（與

《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》并稱“兩個細則”），提出“按照‘補償成本和合理收益’的原則對提供有償輔助服務的并網(wǎng)發(fā)電廠進行補償，補償費用主要來源于輔助服務考核費用，不足（富余）部分按統(tǒng)一標準由并網(wǎng)發(fā)電廠分攤”。2006年后，我國電力輔助服務進入計劃補償階段。隨后，各地也相繼出臺“兩個細則”文件，規(guī)定了電力輔助服務的有償基準、考核與補償以及費用分攤等規(guī)則?！皟蓚€細則”規(guī)定的計劃補償方式能夠在一定程度上激勵發(fā)電機組提供電力輔助服務，但總體來看補償力度較低。以華東、華中地區(qū)為例，深度調(diào)峰補償價格最高僅為0.1元/千瓦時，對于火力發(fā)電企業(yè)的激勵作用相對有限。國內(nèi)電力市場輔助服務市場規(guī)模我國電力輔助服務包括調(diào)頻、調(diào)峰、無功調(diào)節(jié)、備用、黑啟動服務等多個品種。基于省內(nèi)的電力輔助服務市場，六大電網(wǎng)均在逐步優(yōu)化和探索省間電力輔助服務市場，帶動了輔助服務市場規(guī)模的擴大。2019年上半年，全國除西藏外31個省（區(qū)、市、地區(qū)）補償費用共130.31億元，占上網(wǎng)電費總額的1.47%，參與電力輔助服務補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共4566家，裝機容量共13.70億千瓦，相對于2018年上半年，補償費用同比增加85.9%，參與企業(yè)同比增加29.3%，裝機容量同比增加10.0%。從電力輔助服務補償總費用來看，補償費用最高的三個區(qū)域依次為南方、東北和西北區(qū)域，分別為46.4億元，24.9億元和24.2億元。西北區(qū)域電力輔助服務補償費用占上網(wǎng)電費總額比重最高，為3.27%，華中區(qū)域占比最低，為0.36%。從分項電力輔助服務補償費用來看，調(diào)峰、調(diào)頻和備用補償費用占總補償費用的90%以上。其中，東北區(qū)域調(diào)峰補償力度最大，為24.50億元，華北區(qū)域調(diào)頻補償力度最大，為9.63億元，南方區(qū)域備用補償力度最大，為37.26億元。調(diào)峰是“三北”和華中地區(qū)的共同需求，以應對可再生能源消納和冬季供暖的雙重壓力。因此，調(diào)峰在東北、華北、華中和西北區(qū)域的輔助服務補償費用中占據(jù)較高的比例，分別為98%，46%，47%和25%。華中區(qū)域部分調(diào)峰需求還來自于湖南與河南省高容量水電裝機。西北地區(qū)調(diào)頻占比達到31%，部分原因是西北能監(jiān)局將一次調(diào)頻確定為有償服務。這是因為西北電網(wǎng)機組一次調(diào)頻性能差異較大，為了改善全網(wǎng)頻率質(zhì)量同時促進發(fā)電廠加強一次調(diào)頻管理而制定了該政策。華北區(qū)域的調(diào)頻補償占比達到52%，主要來自于蒙西和京冀唐地區(qū)。南方區(qū)域中備用補償占比最高，達到80%，主要來源于為確保供電能力的穩(wěn)定性，火電、水電發(fā)電機組提供的有償旋轉備用服務。在全國電力輔助服務補償費用的分攤中，火電最多，為62.65億元，風電次之，為26.72億元，水電為9.28億元。補償費用中，火電補償費用高達120.62億元，水電次之，為4.34億元，風電僅為0.78億元。綜合下來火電從電力輔助服務中獲利57.97億元，而風電則虧損25.94億元。電力輔助服務補償費用的來源上，發(fā)電機組分攤費用為114.3億元，占到電力輔助服務補償費用的87.7%。目前，電力輔助服務補償仍然以風電、光伏、核能等新能源電源補償火力發(fā)電為主。電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力吃緊，我國電力輔助成長空間仍大相對于國外電力輔助市場，由于市場化改革時間較短以及在計劃框架下的行政約束等因素，我國電力輔助市場發(fā)展中仍然存在著諸多局限，包括調(diào)峰輔助服務不應屬于輔助服務，輔助服務產(chǎn)品單一以及服務費用分攤不合理等問題。具體來講，在國外如美國、英國、澳大利亞等國的電力市場，輔助服務機制的主要品種為調(diào)頻和備用。在我國新能源大規(guī)模并網(wǎng)和電力現(xiàn)貨交易尚處于起步和試點階段的背景下，輔助服務市場中還存在一個特殊的調(diào)峰服務——調(diào)節(jié)火電負荷率，讓步新能源上網(wǎng)，并給予補償。此外，我國多數(shù)地區(qū)輔助服務市場交易品種相對單一，多數(shù)調(diào)峰輔助服務交易主要集中在深度調(diào)峰及啟停調(diào)峰兩個品種。成本方面，目前我國輔助服務成本補償方式為發(fā)電側承擔，主要原因是補償機制是為了解決發(fā)電企業(yè)之間提供輔助服務的公平性問題。但是，輔助服務作為一種公共產(chǎn)品，保障的是全系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，所有系統(tǒng)主體均是受益者，不應只是發(fā)電側分攤成本。電力輔助服務市場的建設依賴于電力現(xiàn)貨市場。參考美國PJM市場的發(fā)展經(jīng)驗，我們認為有效的電力輔助系統(tǒng)需要有“現(xiàn)貨電能量市場+輔助服務市場”的市場架構。國家發(fā)改委《關于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》中已明確要求“現(xiàn)貨市場運行期間由現(xiàn)貨電能量市場代替調(diào)峰市場”。因此，我們認為未來中國的輔助服務市場交易預計會由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度組織，按照電能量市場和輔助服務市場聯(lián)合出清的邊際價格結算輔助服務費用。此外，華北能源監(jiān)管局研究制定并于2021年10月份通過了《華北電力調(diào)峰容量市場運營規(guī)則》，開始探索以容量為交易品種的新型輔助服務市場。調(diào)峰容量市場是在當前調(diào)峰輔助服務市場僅為調(diào)峰效果付費的基礎上，探索為調(diào)峰能力付費，致力于通過市場機制進一步促進火電靈活性改造，促進新能源消納，緩解電力供需矛盾。通過申報火電自身實際調(diào)峰能力，多梯度報價的方式，減輕信息不對稱導致的成本誤差和利益分配不均，獎勵調(diào)節(jié)能力強，效益高成本低的火電企業(yè)。同時，未來電力輔助市場將按照“誰受益、誰承擔”原則，建立用戶與發(fā)電共同承擔輔助服務成本的機制，以經(jīng)濟利益帶動市場主體多變博弈，最終實現(xiàn)電力的資源優(yōu)化配置。電力：火電年內(nèi)出力波動較大，水電汛期來水偏少火電：出力波動較大，利用小時數(shù)小幅下滑用電需求波動較大，利用小時小幅下滑受2022年疫情反復影響，我國用電需求波動較大。1-10月份我國全社會用電量增速為3.8%，增速較上年同期下降8.43%。10月份我國全社會用電量為6834億千瓦時，同比上升2.2%。受用電需求波動影響，火電出力有所增加。今年1-10月份火電累計發(fā)電量為48188億千瓦時，同比增加0.8%。從利用小時來看，今年1-10月我國火電利用小時為3619小時，較去年同期下降46個小時。長期來看，我們預測我國電力需求中樞有望保持在5%左右，考慮到2021年高基數(shù)及2022年疫情反復影響，我們預期2022年我國用電增速在4%左右。受Q3火電發(fā)電增速大幅提升影響，我們預期2022年火電利用小時為4398小時，同比下降50個小時。我們判斷明年火電利用小時數(shù)可能延續(xù)小幅下滑趨勢，但是從歷史經(jīng)驗來看，火電利用小時減少大概率會導致動力煤需求轉弱，從而促使動力煤價格下跌，燃料成本的下滑與發(fā)電量的減少形成對沖?？紤]到燃料成本對火電利潤彈性較利用小時數(shù)更大，我們判斷在明年火電盈利能力有望迎來改善。煤價高位震蕩，煤炭產(chǎn)量保持高位2022年1-10月，我國原煤產(chǎn)量達36.9億噸，同比增長10%；10月單月原煤產(chǎn)量為3.7億噸，同比增長1.2%。盡管我國原煤產(chǎn)量穩(wěn)中有升，但考慮到未來疫情好轉、復工復產(chǎn)后下游能源需求保持快速增長，將導致煤炭供需格局持續(xù)偏緊。因此在煤炭先進產(chǎn)能不斷釋放的背景下，我們預期后續(xù)原煤產(chǎn)量穩(wěn)中向好。近年來進口煤作為我國煤炭供需格局重要的平衡因素，已成為政府調(diào)節(jié)煤炭價格的重要抓手。2022年1-10月，我國累計進口煤2.30億噸，同比下滑10.6%；10月單月進口煤為2918萬噸，同比上漲8.37%。與往年相比，今年年初進口煤數(shù)量受印尼貿(mào)易政策沖擊明顯收緊，4月后我國進口煤數(shù)量恢復至接近往年同期水平，我們預期我國全年進口煤量或將小幅下降。水電：汛期來水較差，全年電量下滑汛期來水較差，全年利用小時數(shù)下滑2022年上半年全國降水量較往年同期偏多，但自7月降水量較往年大幅下降，下半年整體水電表現(xiàn)疲軟，水電發(fā)電量同比急劇下降。2022年1-10月水電累計實現(xiàn)發(fā)電量10500億千瓦時，同比增長2.2%。其中10月份單月水電實現(xiàn)發(fā)電量994億千瓦時，同比下降17.7%。從利用小時來看，2022年1-10月我國水電累計平均利用小時為3002小時，同比減少158個小時，主要系下半年來水偏差所致。從歷史經(jīng)驗看，水電的裝機利用小時與氣候變化，特別是與降水量具有很強的正相關性，降水量較大的年份，水電的全年裝機利用小時也較高。2022年1-10月，降水量累計達到556.1毫米，較去年同期下降79.4毫米。受降水量增加影響1-10月份水電利用小時3002小時，同比減少158個小時。截至11月底，我國主要水庫來水數(shù)據(jù)仍未迎來改善，我們預期今年全年水電利用小時大概率同比下降。分省份來看，除廣東省、云南省、廣西省、福建省外，2022年前三季度主要水電省份水電利用小時均較去年同期均有不同程度下降，四川、湖北、貴州、湖南、青海和浙江的水電利用小時較去年同期分別下降157、631、178、36、553和111小時。分月份來看，我國2018-2022年降雨量變化趨勢基本相同，總體呈現(xiàn)1-7月逐月遞增，8月達到峰值后回落的趨勢，這是由于我國以季風性氣候為主，每年降雨量主要集中在夏季所致。風電、光伏：消納明顯改善，平價加速分化風電消納改善明顯，棄風率穩(wěn)定在3.2%左右自2016年起，我國風電并網(wǎng)裝機容量增速放緩，而發(fā)電量增速保持高位。風電發(fā)電量增速高于同期裝機增速表明閑置發(fā)電能力逐步被投入使用，利用小時同比明顯回升，風電消納情況得到明顯改善。2022年第三季度末，我國累計并網(wǎng)風電裝機3.5億千瓦，同比增長17%；2022年1-10月風電累計發(fā)電量為5513億千瓦時，同比增11%。盡管風電受到國家政策補貼退坡影響，在20年迎來搶裝潮導致新增裝機處于高基數(shù)，但是搶裝潮過去后風電需求依然強勁，22Q3我國風電依舊保持高增長。其中，陸風大型化降本加速推進帶來良好經(jīng)濟效應，海風資源豐富未來發(fā)展空間廣闊，疊加新能源利好政策頻頻落地，“十四五”期間風電行業(yè)將持續(xù)保持景氣。2022年前三季度我國新增風電裝機1873萬千瓦，同比增加20.45%，風電維持高增速。我們對比風電新增裝機與棄風率可以發(fā)現(xiàn)，2014-2015年新增裝機同比快速增長，受消納能力及煤價走低帶來的火電發(fā)電意愿提升等因素影響，棄風率整體呈現(xiàn)上升趨勢。2014年棄風率雖有所下降，但同期風電利用小時數(shù)也有所下滑，我們判斷當年棄風改善是由于來風情況不好所致的“被動改善”，實際風電消納情況仍然處于持續(xù)惡化。2016年棄風情況達到頂峰，受政策限制及企業(yè)投資意愿下降影響，新增并網(wǎng)裝機大幅回落。綜合來看，裝機增速下降疊加消納情況改善是棄風率下降的最重要推動力。2016年以來我國風電新增裝機規(guī)?？焖偬嵘?，2021年風電裝機增速同比回落主要受2020年陸風搶裝高基數(shù)影響。我國年平均棄風率自2016年以來持續(xù)回落，風電消納能力大幅改善。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)顯示，2022年前三季度我國總棄風60億千瓦時，整體棄風率為2%，國家電網(wǎng)對于棄風率降至5%以內(nèi)的承諾已基本完成。棄風電量及棄風率也呈現(xiàn)明顯的周期性特征，從棄風電量角度分析三季度單季棄風電量顯著低于其他季度，主要原因系第三季度是國內(nèi)大部分風電場的小風季節(jié)，發(fā)電量整體低于其他季節(jié)。從棄風率角度分析一季度單季棄風率均顯著高于其他季度，主要原因除了冬季風資源較豐富外，我們判斷還包括供暖需求推高熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電占比及節(jié)假日因素導致用電需求較低等。近四年來，2017年第四季度棄風電量及單季棄風率達到歷史最高值，此后棄風電量與單季棄風率同比均處于下降通道，證明風電消納改善呈現(xiàn)持續(xù)性而非脈沖性。從累計棄風率角度來看，2017年以來累計棄風率持續(xù)平穩(wěn)下降，2021年累計棄風率僅為3.1%，為2017年以來最低水平，22年前三季度棄風率為3.5%，保持較好水平，這表明風電消納情況持續(xù)好轉，有助于刺激風電裝機高速增長。棄光率降至2.1%，分布式發(fā)展提速自2015年以來，我國光伏累計裝機容量保持穩(wěn)健增長，截至2022Q3光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量達3.59億千瓦，同比增長28.80%，是2015年光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量的8.35倍。2022年前三季度光伏發(fā)電量為1750億千瓦時，同比增長16.70%；棄光電量24億千瓦時，棄光率約1.8%，光伏發(fā)電消納利用水平整體較高。從光伏裝機總量上看，集中式光伏大幅領先分布式光伏，截至2022年三季度末，我國集中式光伏總裝機2.02億千瓦，占總裝機的64%；分布式光伏總裝機為1.16億千瓦，占總裝機容量的36%。從新增裝機結構來看，近年來分布式占比逐漸提升，2022Q3分布式光伏新增裝機1567萬千瓦，占新增光伏裝機的72.1%；集中式光伏新增裝機0.04億千瓦，占新增光伏裝機的25%，分布式光伏發(fā)展提速主要受戶用光伏補貼和整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)利好影響。隨著分布式光伏逐步發(fā)展，電力能源生產(chǎn)效率有望得到進一步提升。燃氣：價格維持高位，消費增速下滑燃氣板塊供需錯配氣價難破局，多因共振氣量消費持續(xù)向好全球燃氣短期供需失衡，天然氣消費長期向好2021年燃氣價格震蕩走高，2022年以來受俄烏沖突影響一度創(chuàng)歷史新高。2022三季度以來天然氣價格開始走高，截至12月1日，IPE英國天然氣期貨價格交易價格為9.72元/方（343便士/色姆，同比上漲42.32%。截至11月29日，美國HenryHub天然氣交易價格為1.4元/方（6.03美元/百萬英熱單位），同比增漲23.06%。總體來看，2022年以來燃氣供需嚴重受地緣政治影響。從供給端來看，一方面18、19年的低氣價與20年新冠疫情嚴重打擊油氣商的生產(chǎn)積極性，部分歐盟國際激進的碳意識、環(huán)保意識阻礙了天然氣開發(fā)利用，多個燃氣產(chǎn)國削減天然氣資本開支預算減少生產(chǎn)；另一方面俄羅斯天然氣是歐洲能源的重要組成部分，俄烏沖突的爆發(fā)使得歐洲急于與俄羅斯割席，俄羅斯天然氣的缺口加劇了供需關系的緊張。從需求端來看，經(jīng)濟恢復、能源轉型、碳目標與環(huán)保目標等因素拉動全球天然氣消費量快速上漲，進一步拉大全球天然氣供需缺口。2021年四季度全球出現(xiàn)“拉尼娜”現(xiàn)象造成冷冬席卷全球，強勁的供熱需求以及2021年下半年能源價格高企導致許多國家和地區(qū)表現(xiàn)出低庫存狀態(tài)，燃氣補庫需求仍然較為強勁。2022年底受冬季補庫影響，國際天然氣價格小幅拉漲，但是目前歐洲各國天然氣庫存已處于歷史高位，一定程度上可以緩沖明年潛在的供需缺口。國內(nèi)經(jīng)濟反彈帶動燃氣消費，LNG現(xiàn)貨氣價彈性大就國內(nèi)情況而言，我國既是天然氣消費大國也是進口大國。2017-2021年，我國天然氣表觀消費量總體呈上升趨勢，2020年受疫情影響同比增速降低至7.5%。2021年疫情恢復經(jīng)濟反彈帶動了燃氣消費，我國用氣量同比大幅提升，表明高經(jīng)濟景氣度下燃氣作為大宗商品消費量得到提升。但是2022一季度受國際形勢影響，進口LNG價格暴漲，一定程度抑制了天然氣消費增速。2022年1-9月我國天然氣累計消費量2686.58億立方米，同比下降1.41%。中國天然氣進口