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导读
我国正探索容量补偿与电力现货、辅助服务交易结合的模式，鼓励灵活性火电及储能项目提供调节冗余，灵活性改造及储能项目的盈利能力以及投资意愿有望明显改善。
摘要
投资建议
山东、甘肃探索采用容量补偿与电力交易结合的机制，有望加速促进火电灵活性改造、电网侧配置储能参与现货以及辅助服务市场。1）推荐火电灵活性改造龙头和火电辅机龙头青达环保、ST龙净、清新环境；火电主机生产商龙头东方电气、上海电气（维权）、华光环能为受益标的。2）伴随容量电价政策落实，多种储能技术路线开始加速应用，推荐引入重力储能技术并已开展示范性项目的中国天楹，压缩空气储能核心设备生产商陕鼓动力（维权）为受益标的。3）电力现货交易以及辅助服务交易市场结合将带来更多电力系统SaaS需求，受益标的为国能日新。
新能源电力上网占比提升加大电网随机性，容量电价成为电力系统提升调节冗余的制度保障。
1）我国新能源发电量占比不断提升，挤压传统火电发电量。然而由于新能源出力具有波动性、不稳定性，脆弱电网需要火电及储能提供调峰、调频等辅助服务保证电力系统稳定。2）我国灵活性调节电源比重较低，容量电价机制可保证火电机组和储能项目在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得的稳定收入。调节容量电价可以提升火电机组和储能项目的资本回报率，从而保障电网侧输配系统存在一定调节能力冗余并保持快速响应能力。
海外已经形成多种容量电价机制，补偿式容量电价模式更符合我国电力现货仍处于早期阶段的特点。
1）价格机制方面，纯能量市场无容量机组独立的定价机制，容量成本顺价至尖峰电费，可有效鼓励储能以及灵活性机组参与市场。然而，随着风光等新能源装机并网加速将尖峰负荷响应能力提出挑战，稀缺性价格机制对用户侧产生一定的价格风险，单独设立容量市场可保证容量机组价格相对稳定。2）时间维度方面，容量市场引导长期的容量资源规划，以美国PJM为例，基础拍卖时间维度为3年，增量拍卖以季度为单位。由于基础拍卖以及交付年份间隔较长，对于新机组建设预留了建设时间，保证了容量资源供需的相对稳定。
山东、甘肃探索适用于现货市场建设早期的补偿式容量电价，通过容量补偿，鼓励灵活性电源以及电网侧配储参与现货以及辅助服务市场。
1）目前我国电力现货仍处于早期建设阶段，交易以中长期为主。补偿式容量市场相较于纯能量市场具有稳定的容量价格机制，适用于现货市场开展早期的电力交易体系。2）我国山东、甘肃在电力现货市场以及调峰辅助服务市场中探索采用容量补偿的方式，鼓励灵活性火电机组以及电网侧储能参与电力市场，获得对应发电及调峰容量补偿。
风险提示
新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、重力储能技术尚未通过示范性项目进行商业化验证的风险。
正文
1.容量电价可对脆弱电网进行保护
1.1.新能源上网占比增加，迫切需要冗余资源提升电力系统稳定性
我国能源结构处于低碳转型期，风光并网增加了电源侧的随机性。在电力系统低碳转型过程中，近几年风、光等新能源装机规模快速提升，挤占了传统火电装机的资本开支。同时国家能源局与发改委设置各地新能源消纳责任权重，要求尽可能促进新能源电力消纳。多种因素使得电源侧的随机性大幅提升，导致输配系统的鲁棒性下降，脆弱电网需要更多辅助服务资
源作为支撑。
我们认为，火电灵活性改造或其他能够提供转动惯量的储能技术路线，结合电化学储能将成为支撑脆弱电网的重点手段。
灵活性火电与储能可提供调峰、调频、调压等辅助服务。首先，火电和部分储能技术路线可以实现发电功率调整和负荷管理，利用转动惯量抵御电网频率扰动，维持输配系统的稳定性；还可以根据电网侧需求，实时调整有功和无功输出，进而实现快速调压响应。
灵活性火电与储能结合可在能量损耗以及响应速度上进行互补。其次，电化学储能在一次调频准确性和响应速度上优势明显，但没有转动惯量，调频能量损耗较大。但是利用电化学快速精准的响应能力，可以弥补火电机组响应时滞长、机组爬坡速率低，不能准确跟踪自动发电控制AGC指令的缺陷。
1.2.容量电价是保障电力系统冗余容量的制度保障
容量电价可提升灵活性火电以及储能机组资本回报率，保障电网快速响应的调节能力。容量电价是我国激励稳定电源装机规模提升和促进冗余调节能力投资的宏观手段之一，是火电机组和储能项目在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得的稳定收入。调节容量电价可以提升火电机组和储能项目的资本回报率，从而保障电网侧输配系统存在一定调节能力冗余并保持快速响应能力。
从发达国家的历史经验来看，根据不同区域运营商特点形成了多种容量补偿机制。其中比较有特点的包括美国PJM市场的集中式、德国的战略备用式、法国的分散式、西班牙的固定补偿式等容量市场。
上述模式中，补偿式容量电价模式更符合我国电力现货仍处于早期建设阶段的特点。补偿式容量电价是根据电网侧输配系统对未来冗余容量需求的估算，与容量提供者预先商定补偿机制，并按照装机容量或参与市场电量实际支付容量费用。
补偿式容量电价模式在保障电网存在合理冗余的同时不会引起用户侧成本的大幅波动，是我国清洁能源转型背景之下，“能源不可能三角”难题的最优解。目前已有甘肃、山东等多个省份开始进行补偿式容量电价政策试点。
2.海外经验：多种容量电价政策，引导系统冗余资源投资，保障电网稳定
海外经历电改将区域市场机制完善，引入容量市场机制引导中长期容量资源规划。1）欧洲自1990年起开启电力市场改革，以德国为例，电改将垂直一体化的电力企业分拆为区域性输电运营商。美国电力市场改革将垂直一体化的公用事业企业分拆为发电、输电以及配电企业。地方性输电运营商调整为区域性输电运营商（RTO），针对RTO设立竞争性现货批发市场。2）完善区域市场机制后，以美国PJM为代表的区域市场引入容量市场，通过有效容量供给曲线和需求曲线分析，提前3年进行基础拍卖，引导远期容量资源规划和价格信号。同时，结合中、短期需求可进行增量拍卖，可对负荷预测偏差进行修正。
各国根据区域运营商特点形成了多种容量市场，美国PJM、德国、法国以及西班牙等分别根据电源结构采用集中式、战略备用式、分散式以及固定补偿式容量市场。（《面向高比例可再生能源电力系统的容量补偿机制研究》）
集中式容量电价：
火电机组、可再生能源以及储能等电源侧通过拍卖的形式向统一买方电网侧运营服务商出售有效容量。美国PJM、MISO、NYISO、ISO-NE市场以及欧洲英国与意大利采用集中式容量市场。
分散式容量电价：
具备容量资源的买方与大型用户或者运营服务商通过双边协议形式购买或者参与投资建设容量。美国CAISO、法国采用分散式容量市场。
战略备用式容量电价：
系统运营商根据尖峰负荷以及电力供应的结构决定容量资源的需求量，该部分容量供紧急情况下调用。欧洲瑞典、芬兰、德国采用战略备用式容量市场。
补偿式容量电价：
容量资源具有固定的补偿额，补偿价格由单位容量价格以及有效容量所得。智利、西班牙采用固定容量补偿的模式。
3.单独设立的容量市场保障机组容量资源与价格相对稳定，引导长期容量资源规划
纯能量市场采用稀缺定价的模式，根据尖峰时段能量价格决定容量资源价格。纯能量市场中，容量机组通过稀缺性定价机制，在电力紧缺时机组根据尖峰时段能量价格参与容量市场，回收容量成本。由于纯能量市场的容量价格波动范围加大，为鼓励容量资源投资意愿，北欧电力交易所、澳大利亚、美国ERCOT等采用纯能量市场的主体对容量价格设置上限。
稀缺式定价模式存在一定价格风险，同时短期的价格信号无法保障稳定的容量资源供应。纯能量市场无容量机组独立的定价机制，容量成本顺价至尖峰电费。通过电能量价格，向电源侧容量机组以及用户侧提供短期分时价格信号，可有效鼓励储能以及灵活性机组参与市场。然而，随着风电、光伏等波动性新能源装机并网加速将尖峰负荷响应能力提出挑战，稀缺性价格机制对用户侧产生一定的价格风险，以澳大利亚为例，电能量成本的上限设置为13,800澳元/兆瓦时。同时，由于价格信号间隔较短，无法完全保障容量资源稳定供应。因此，纯能量市场稀缺定价模式或将不是能源绿色、安全、经济的“不可能三角”最优解。
容量市场与纯能量市场相比，容量资源与价格相对稳定，可引导长期机组容量资源规划。容量市场独立于电能量市场，不与电能量价格直接挂钩，可保证容量机组价格相对稳定。同时，容量市场基础拍卖周期较长，可有效引导长期容量机组资源规划，结合以季度为单位的增量拍卖模式可根据中、短期的需求对容量资源规划进行修正，保障容量资源供应充足、电力系统安全稳定运行。
交易产品：容量市场交易产品为容量资源+电能量，纯能量市场交易产品为电能量。
价格机制：容量市场中的机组容量资源价格相对稳定。容量市场中，容量资源与电能量分别结算，容量资源根据机组建设成本及电能量市场收益形成需求曲线，由供给与需求曲线得出容量市场出清价格。纯能量市场中，容量价格为电能量价格的一部分，根据稀缺性价格机制以及上限价格结算对应电能量的容量资源价格。
时间维度：容量市场引导长期的容量资源规划。以美国PJM为例，容量市场基础拍卖时间维度为3年，增量拍卖以季度为单位。纯能量市场通过短期价格引导容量机组的投资。由于容量市场基础拍卖以及交付年份间隔较长，对于新机组建设预留了建设时间，保证了容量资源供需的相对稳定。
4.我国开启补偿式容量市场与电力市场结合模式
4.1.新能源加速装机，灵活性容量资源需求凸显
我国新能源发电量不断提升，倒逼新型电力系统加速建设。1）据全国新能源消纳监测预警中心，2022年前三季度，我国风电、光伏累计发电量达到8727亿千瓦时，同比增长21.5%，占发电总量14%，同比提升2.2 pct。2）参照发达国家新能源消纳经验，我们认为，我国将建设以市场化手段为核心的电力&电力辅助服务交易市场，配置调峰、调频资源，实现兼顾新能源消纳的同时保证电网稳定的目标。
我国灵活性调节电源比重较低，灵活性容量需求凸显。据中电联统计，2018年我国火电深调、抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，而西班牙与德国灵活性调节电源占比分别达到34%和18%。中电联预计，至2025年风电、太阳能发电和核电装机占总装机的比重为28%，而灵活调节电源占总装机比重将达到9.4%。我国非化石能源装机虽已达到世界第一，灵活性调节电源占比仍远低于欧洲等国。随着新能源发电量占比不断提升，规划基础保障性以及灵活性调节容量资源保证电网安全运行的需求迫切。
“十四五”期间，灵活性火电与储能作为容量资源，可提供调峰调频辅助服务，保障输配平稳。我们认为，在国内加速建设新型电力系统的过程中，火电作为最主要的电力基荷供应来源，累计装机13亿千瓦，具备较大的改造空间。“十四五”期间将以灵活性改造存量火电机组，同时结合抽水蓄能以及电化学储能的方式进行调峰调频，化解风电、光伏电源投产并网对输配侧产生的压力。
4.2.地方探索容量补偿制与电力市场结合模式，有助于突破能源“不可能三角”
我国电力现货市场处于早期地区试点阶段。2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批电力现货交易试点。2021年5月，电力现货试点范围扩大，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。
山东、甘肃探索适用于现货市场建设早期的补偿式容量电价，鼓励灵活性电源以及电网侧配储参与现货以及辅助服务市场。1）目前我国电力现货仍处于早期建设阶段，交易以中长期为主。补偿式容量市场相较于纯能量市场具有稳定的容量价格机制，适用于现货市场开展早期的电力交易体系。2）我国山东、甘肃在电力现货市场以及调峰辅助服务市场中探索采用容量补偿的方式，鼓励灵活性火电机组以及电网侧储能获得对应发电及调峰容量补偿。
补偿式容量电价模式提供稳定的容量价格信号，保障灵活性火电与储能冗余调节能力，有助于突破能源转型“不可能三角”难题。1）搭建清洁低碳、供应安全、价格低廉的电力能源体系，是我国清洁能源转型的终极目标。在现有价格机制和技术水平之下，三大目标的协同是“不可能三角”难题。我国电力系统面临的是：一方面要求电源端进一步提升新能源装机规模和出力水平，另一方面要求输配端加大新能源电源消纳能力并维持电网高稳定性。2）补偿式容量电价在电力现货市场以及辅助服务市场建设早期，有助于提供稳定的容量价格信号。容量电价补偿机制通过提升火电机组和储能项目的资本回报率，保障电网侧输配系统调节能力冗余、保持快速响应能力。
5. 投资建议
我国电力现货以及辅助服务市场处于早期建设阶段，补偿式容量价格有助于提供稳定的容量价格信号，引导长期机组容量资源投资建设。山东、甘肃在电力现货市场以及调峰辅助服务市场中探索采用容量补偿的方式，鼓励灵活性火电机组以及电网侧储能参与容量市场。随着电力现货以及辅助服务市场不断完善，与电力交易结合的补偿式容量价格机制有望加速促进火电灵活性改造、电网侧配置储能参与现货以及辅助服务市场。
投资建议：1）推荐火电灵活性改造龙头和火电辅机龙头青达环保、ST龙净、清新环境；火电主机生产商龙头东方电气、上海电气、华光环能为受益标的。2）伴随容量电价政策落实，多种储能技术路线开始加速应用，推荐引入重力储能技术并已开展示范性项目的中国天楹，压缩空气储能核心设备生产商陕鼓动力为受益标的。3）电力现货交易以及辅助服务交易市场结合将带来更多电力系统SaaS需求，受益标的为国能日新。
6.风险提示
新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、重力储能技术尚未通过示范性项目进行商业化验证的风险。
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