公用事业行业研究电改深化推动辅助服务煤炭硅料预期双降

公用事业行业研究-电改深化推动辅助服务煤炭硅料预期双降公用事业及环保板块行情回顾今年以来电力板块跑赢沪深300指数14.99个百分点2022年市场走势较差，电力及公用事业作为传统防御性板块，表现强于大盘。截止到2022年11月30日，Wind电力板块今年以来下跌7.02%，与其他中信一级行业指数相比处于第9位；同期沪深300指数下跌22.01%，电力板块累计跑赢大盘14.99个百分点。水电、火电、煤气子板块下跌截止到2022年11月30日，据中信行业指数分类，水电子板块下跌2.78%，跑赢沪深300指数19.7个百分点；火电子板块下跌2.31%，跑赢沪深300指数19.23个百分点；燃气子板块下跌4.77%，跑赢沪深300指数17.24个百分点。整体来看，电力行业中火电板块表现相对较好。电力及公用事业板块估值处于行业中游水平截止到2022年11月30日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为22.75倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为1.82倍，在所有行业中处于中游的位置。今年以来环保行业跑赢沪深300指数3.29个百分点截止到2022年11月30日，申万环保工程及服务二级指数今年以来下跌18.72%，与其他Wind一级行业相比位居第19位，同期沪深300指数下跌22.01%，环保行业累计跑赢大盘3.29个百分点。2022年以来水务运营、生态园林板块跌幅较小我们在环保板块选择了105家A股和10家H股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治理、固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备9个子板块。从各子板块今年年初以来的涨跌幅来看，环保设备、环境监测、综合治理、水务运营、污水处理、固废无害化、大气治理、固废资源化、环境卫生板块分别下跌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，环保行业一致预期PE为24倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，环保行业只有1.64倍，在所有行业中也处于中后的位置。电改不断深化，电力辅助服务重要性愈发凸显2020年冬季至今，我国出现了多轮次的限电限产，缺电产生的原因核心共同点在于随着工业的发展和电气化水平的提升，我国用电也呈现负荷提升、峰谷差异拉大的趋势，而发电侧新增电源主要是风电光伏，极易受到环境影响从而导致出力不稳定，同时抽蓄、火电改造、气电等调节能力的建设不及预期，无法提供充足的调节。为了应对未来电源结构变化的挑战，我国电力市场化改革不断加速，近年来电源电价机制、电力现货市场、电力辅助服务等均呈现加速发展完善态势。随着未来风、光发电建设的持续提速，灵活性电源需求也将持续爆发，电力辅助服务将在电力平衡中扮演越来越重要的角色。电力商品作为一类特殊的商品，具备以光速传播、难以大规模储存的特点，因此电网的供电端和用电端必须时时保持供需平衡，以保证电网的稳定和安全。但由于供电侧和用电侧在实际运行中随时都会遭遇各种复杂因素的影响，电网依靠提前计划测算难以保持电网的功率、频率、电压等参数保持相对稳定，所以用于维持电网正常工作的电力辅助服务十分重要，是我国电力市场不可或缺的重要组成部分。电力市场辅助服务是除发、输、配、用外，由发电企业、电网经营企业、电力用户和售电主体为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量所提供的服务。电力辅助旨在解决电网运行中的各种意外波动，保持电网两端供需平衡，稳定关键物理参数，使电网稳定安全的运行。近年来，我国电网规模不断扩大，同时电力供应能力总体富余，庞大的发电量有力地支撑了电力辅助的需求。同时我国电力行业尤其是清洁能源发展迅速，电源结构、网架结构等发生重大变化，系统运行管理的复杂性随之大增，对电网安全稳定运行提出更高要求。为更好地适应我国电力行业的大发展，我国积极开展电力体制改革，进一步还原电力商品属性，将计划式电力分配方法逐步改良为市场化竞争电力体制，构建有效竞争的电力市场结构和市场体系。电力辅助作为电力系统的重要组成部分，也迎来发展良机。经过十余年发展，我国电力辅助服务市场的服务内容逐渐明确。现阶段电力辅助服务从提供服务的性质进行分类，可分为有功、无功、黑启动三类，其中有功服务又可细分为调峰、调频、备用三大类服务。从是否获得补偿的角度进行分类，可将每个类别的辅助服务进一步分为无偿辅助服务和有偿辅助服务。有偿电力辅助服务通过在中长期市场和电力现货市场进行交易，交易价格受市场供需情况和成本等因素影响，双方达成交易后由服务提供者向服务购买者提供对应时段的电力辅助服务。现阶段市场上主要交易品种为深度调峰、自动发电控制（AGC）和旋转备用。调峰服务。调峰服务指发电机组在规定的处理范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。我国现有电源结构下，发电端和用电端均有不同的峰谷特征，而调峰服务的目的正是为解决发电端和用电端峰谷不匹配问题。从用电端来看，城市用电负荷通常有早高峰与晚高峰，据某区域电网典型负荷曲线变化显示，早高峰多出现在上午9-10点，晚高峰多出现在18-19点。在过去主要采用煤电时期，通过设计一个区域内煤电的总功率，在保证满负荷能满足电网最大需求的情况，在用电低谷时段火电厂可以通过调低自身的负荷率或关停部分机组来降低发电功率，使供电端能与城市用电的高峰低谷较好匹配，从而维持电网稳定。但从发电端来看，我国清洁能源装机容量不断增加，在电源结构中的装机比例也不断升高。截至2022年10月底，我国风力发电和光伏发电装机规模分别达3.49亿千瓦与3.64亿千瓦，分别占我国发电装机总容量的14%与14.6%。而风电、光伏、常规水电作为电源，其出力具备显著的时间不均匀性，而核电的出力则具备刚性。风电、光伏受一天中风力条件、光照强度、来水流量的影响，导致出力不均匀，风电和光伏尤为突出。风电出力呈现“夜峰昼谷”的特点，出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现“单峰”的特征，在中午时分出力较大，而晚20时至早5时无出力。常规水电受季节、日分时来水影响也较大。核电由于核反应关停成本巨大，故其出力具备刚性，源源不断向电网送电。清洁能源中部分电源发力不均匀，部分电源发力刚性，可统称为“不具备调峰能力的电源类型”，在缺乏储能手段的当下，仅靠这些电源无法完成对电网负荷的匹配。因此，具备控制自身发电功率能力的煤电、气电、抽水蓄能水电、生物质发电等电源，需要根据电网负荷要求灵活调节自身发电功率，从而使电网发电端与负荷端始终保持供需平衡。但电源调峰服务并非都有补偿，各地能监局根据地方情况划定有偿调峰补偿基准线，电源超过基准线时视为超出正常工作范围提供调峰服务，此时应当由超发或少发电量的电源予以补偿。而在电源机组的正常运行功率范围内，电源应当为电网提供无偿调峰服务。由于目前我国供电格局整体宽松，现阶段主要有偿调峰服务类型为煤电实时深度调峰，旨在调低火电发电功率，从而给新能源电力消纳留出足够空间。实时深度调峰是火电机组通过在日内调减出力，使火电厂机组平均负荷率小于或等于有偿调峰基准时提供辅助服务。火电机组提供实时深度调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足一定调节速率要求，随时平滑稳定地调整机组出力。以我国电力辅助试点地区东北为例，对于不同时期和不同类型火电机组，火电有偿调峰补偿基准线亦有所不同。在非供热期，纯凝火电机组负荷率低于50%时可获得调峰补偿，热电机组在负荷率低于48%时即可获得调峰补偿；在供热期，纯凝火电机组负荷率低于48%时可获得调峰补偿，热电机组负荷率需要低于50%才可获得调峰补偿。在日前调峰市场中，火电机组出售自身调峰能力，而缺少调峰能力的机组则需要购入调峰服务。日前双方完成报价后，电力调度机构按照电网运行实际根据竞价结果由低到高依次调用，每15分钟作为一个出清周期。除实时深度调峰外，有偿调峰手段还包括可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用、火电应急启停调峰等，但目前市场主流类型为实施深度调峰，因为实时深度调峰具备响应快、成本低、对发电装置损伤小等优点。调峰服务是我国为了解决电网两端负荷不匹配而设计的一种辅助服务类型，值得注意的是，国外并无调峰辅助服务，而是通过电力现货市场竞价，通过电力价格信号自发引导不同时段的发电量与次日电网负荷匹配。调频服务。国家规定我国电网工频为50赫兹±0.2赫兹，在电网正常运行过程中，负荷端的不断变化会引起电网频率随之变化，为稳定整个电网的工频在50赫兹左右，发电端需要随之调整自身出力大小。这种当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务就是调频服务。根据调频目的、参与调频对象、调节周期等因素的差别，调频服务可分为一次调频、二次调频和三次调频。一次调频是外界负荷波动时，机组调速器自动参与调节作用，改变各机组所带负荷，尽力减少电网频率的变化。一次调频的特点是调控周期短、所有机组参与、无人为调节、有差调节。二次调频指通过人为控制使某个或某些机组，依靠变频器精准匹配负荷需求，以及恢复电网频率精准保持恒定值。二次调频特点是调控周期中等、部分机组参加、人为调节、无差调节。三次调频是根据负荷预计曲线，各厂机组按计划出力曲线调整，使电力分配达到最优状态。三次调频特点是调控周期长、人为调节。现阶段南方电网调频市场的服务提供者主要为具备AGC功能的并网发电单元，而第三方辅助服务提供者暂无市场机会。抽水蓄能电站按现行有关规定提供调频服务，不纳入调频市场补偿范围。而调频市场缴费者为容量30MW及以上的风电场、10KV及以上的集中式光伏电站、2MW/0.5小时及以上的电化学储能电站、自备电厂以及电力用户和其他需要缴纳补偿费用的市场主体等。目前调频服务的价格申报过程中，价格因素包括里程价格、容量价格和电网过路费等，其中服务提供端只需要申报里程价格，其余价格由官方统一规定。服务提供端同时申报服务价格和相应服务电量，服务购买端仅电力调度机构提供次日调频服务需求下限。电力调度机构将整个南方电网分割为几个调频资源需求区，次日总调频需求由各资源需求区的需求下限和动态需求部分（下图中A、B、C部分）组成，电力调度机构根据总需求由低到高调用市场出价，确定当日最终出清价格。正式出清时，需求下限与动态需求均按最终出清价格统一结算。调频服务产生的费用，由电力调度机构后续合理分担给享受调频服务的发电企业。备用服务。备用服务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，电力市场起步初期，只对旋转备用进行补偿。旋转备用特指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。非旋转备用则指发电机平时处于未开机状态，接到指令后方开机上网。2020年10月，华东能监局发布《华东电网备用辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》，《意见》指出华东电网备用市场包括日前备用辅助服务市场和日内备用辅助服务市场。备用市场与华东电力调峰辅助服务市场有序衔接，日前备用市场出清后，在省级电网出现日前预测调峰容量不能满足要求时，启动华东电力调峰市场。华东电网备用市场买方为华东电网电力调度机构，卖方为有富裕旋转备用能力的发电机组。市场起步初期，包括30万千瓦及以上燃煤火电机组，30万千瓦及以上燃气机组，单机大于5万千瓦、达到月调节能力及以上性能的直调水电机组，装机大于5万千瓦的电（或电化学）储能装置，不包括自备电厂机组和电网内部保留电厂。随着市场逐步成熟，适时扩大至核电、风电、光伏、虚拟电厂等发电主体。日前备用市场交易报价通过集中报价确定，出清周期为15分钟。日内市场采用分段边际电价出清，出清未来2小时时刻到未来4小时时刻交易结果。日内市场的卖方落地报价=日内备用市场卖方报价（送端）+卖方省（市）电力有限公司输电价（含损耗）+国家电网华东分布电量输电价。美国PJM电力市场辅助服务发展情况美国电力体制改革历程及现状美国电力工业发展较为成熟，其电力体制历经多轮改革，改革经验和方向值得国内参考借鉴。美国电力改革得核心是打破一体化，放开发电和配售电端管制，实现自由竞争，更好地实现电力资源的合理分配利用。美国电力体制改革始于1978年公用事业监管政策法案（“PURPA”，PublicUtilitiesRegulatoryPolicyAct）的发布，旨在通过自由市场刺激电力公司以更低成本提供更广泛的商品。1992年发布能源政策法案（EPAct），规定所有电力公司必须提供输电服务，所有电力公司被迫建设新输电设备传输非电力公司的电力。1996年出台的888号和889号法令规定开放输电服务价格和辅助服务价格，并将发电和输电从功能上分离。一系列法令的颁布取得了显著效果，一些比较成功的电力市场如PJM、纽约ISO开始形成。1999年，联邦能源管理委员会（FERC）颁布2000号法提出建立区域输电组织（RTO）的设想，并在2002年发布酝酿已久的标准电力市场设计法案，加速美国电力市场的发展。目前美国各州电力市场规定及进展各不相同，现在全美有十个电力批发市场，情况较为复杂。但总体来说，区域输电组织（RTO）负责运营的电力市场已实现输电环节与发电环节、配电环节分离。负荷服务公司（LSEs）作为发电侧和售电侧中间的纽带，在批发市场从生产商手里购买电力并在零售市场出售给消费者。由于电力市场竞争相对充分，市场价格能较好地反应供需情况和运营成本，电力生产商在市场法则下优胜劣汰，胜者可以保持相对稳定的盈利能力。PJM市场是美国久负盛名的电力市场，负责美国大西洋沿岸13个州及哥伦比亚区的电力系统运行与管理，职能范围覆盖24万平方英里土地。PJM于1997年被批准成为美国第一个全功能的独立系统运营商（ISO），负责地区电网的营运，但不拥有发电机组、输配电资产或其他电力设施，以便为非公共事业服务公司的用户提供对网络的无歧视接入。2002年，PJM成为美国首个全功能的区域输电组织（RTO），负责约7.2万英里传输线的地区电网协调控制（同我国电网调度中心），管理竞争性电力批发市场（同我国电力交易中心），并规划电网的扩容以保障系统可靠性并减轻阻塞。PJM整合了PX（电力交易商）和独立系统运营商（ISO）的角色，采用著名的节点边际价格LMP来制定电力市场化交易价格。PJM电力市场由电力现货市场、容量市场、金融输电权市场和辅助服务市场组成，其中电力现货市场包括日前市场和实时市场。此外，PJM自身不提供电力期货交易，而是通过将商品交易所的非标准化的场外交易合约按照期货交易机制进行标准化改造，推出电力期货合约产品。实时现货市场实际上是实时平衡市场，该市场基于系统实际运行情况，使用安全约束下的经济调度对电能、辅助服务进行联合出清，每5分钟计算一次市场出清价格，对实时出清电量与日前出清电量的偏差电量按照实时节点边际电价结算。对于发电企业而言，在现货市场中一旦有较自身长期合同价格更低的机组电量报价，其可以通过买入更低价现货电代替自己发电，完成长期合约的履约。PJM辅助市场演变PJM电力市场是集中式的竞争性电力批发市场，PJM辅助服务市场建设主要分为三个阶段：电力工业重组期、辅助服务市场体系建设期、辅助服务市场体系完善期。电力工业结构重组期始于1996年，其标志为FERC在888号令中对辅助服务进行定义，在1997年PJM成立后，电力市场中包含5种辅助服务：调频、备用、黑启动、无功电压控制、不平衡电量，辅助市场初露端倪。自2000年至2012年，PJM逐步构建并完善辅助服务市场体系，分别于2000年设立日前能量市场及调频市场；于2002年修正PJM调频市场及PJM10min旋转备用市场；于2008年设立日前计划备用市场；于2009年将前三测试引入调频市场。2012年后，PJM持续完善辅助服务市场体系，对辅助市场的范围和细节进行进一步调整。2012年PJM在调频市场中引入调频性能和调频容量两级指标，并设立非同步备用市场；2013年PJM在调频市场中引入RegA和RegD两类信号；2014年需求响应资源可参与调频及同步备用市场。PJM辅助服务板块中最主要的交易产品是调频服务、备用服务和黑启动服务，其中调频服务和初级备用服务采用集中式市场化交易，与电力市场联合优化运行。日前市场运行过程中参与辅助服务的机组需要在运行日前一天向PJM提交投标信息，辅助服务市场在实时运行前60min关闭，在此之前发电商可修改投标信息，在此之后至实际运行前发电商可将机组状态设为不可用，退出市场竞争。在日内市场中，PJM在小时前将调频市场和备用市场分3个步骤与实时电能联合优化，包括辅助服务优化程序（ASO）、滚动安全约束的经济调度程序（ITSCED）和节点价格计算程序（LPC）。实时运行过程中按照电能和辅助服务购买总成本最小化的原则，每5分钟将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次，完成日前市场和日内市场已交易的对应时段辅助服务内容。调频服务方面，可以在5分钟内响应的发电侧和用户侧的调频资源都可以参与调频市场，并根据其性能表现获得对应收益。按照调频资源响应速度的快慢，美国PJM调频服务进一步细分为传统调频响应类型（RegA）和动态调频响应类型（RegD）。RegA资源在5分钟内达到指定出力即可，调频性能相对较差，其常见的机组类型包括燃煤机组、燃气机组、联合循环机组等；RegD资源需要在几秒内即开始响应，并能在一至二分钟内达到指定出力，常见的机组类型为储能机组、抽水蓄能机组等。在实际运行过程中，二者相互协调完成调频任务，二者皆有自己的优势与劣势，需求端可以根据自己实际情况选择合适的调频工具，达到资源的高效分配利用。为体现调频性能与调频资源类型的区别，PJM调频市场采用综合容量报价和里程报价的方式进行定价。所谓调频容量，可简单认为是实际出力水平与能量出力水平之差在时间上的积分，换言之即调频机组为了将电网频率拉回工频而多出力部分。调频里程指一段时间内调频资源根据调频指令上调或者下调出力的绝对值之和，即下方示意图中所有双箭头虚线的长度之和。总体来看，调频容量是对调频机组出力多少的最终衡量标准，而调频里程侧重于机组出力幅度，是调频容量的一个特征侧写。调频服务具体的操作流程主要包括确定调频需求、日前报价、时前出清、实时出清四个步骤。首先由独立系统运营商（ISO）负责预测次日调频需求，主要是根据高分负荷的百分比来设置，如PJM即设置为高峰负荷的0.7%，通常为峰段800MW，谷段525MW。随后在ISO按一定规则进行调频责任分配给负荷服务商（LSE），无法完全履行自己调频责任的LSE可以在日前市场购买调频服务。日前市场上，调频资源报价包括容量报价、里程报价和愿意提供的调频容量三部分。次日的时前市场中，PJM根据实时市场节点边际电价（LMP）和调频资源的运行成本曲线，得到每个机组的机会成本，进而得到机组的实时排序价格。PJM按照由低到高排序并出清，直到实际可提供的调频容量（中标调频容量）满足总调频容量的需求。进入实时调度后，PJM将每个调度小时分为12个调度时段，即以5分钟为调度时段进行出清。12个时段的算术平均值被当作该调度小时最终的容量价格和里程价格，用于市场结算。国外电力辅助市场经验总结PJM通过发展有组织的电力批发市场，成功地降低了市场电电价并创建了更为清洁的电力系统。PJM电力批发市场的价格比以往任何时候都低，并在2016达到了历史最低点，从2008年至2017年，PJM的批发市场电价下跌超过40%。这是因为电力交易市场化使更高效率的发电机组得到激励，促进低效产能的更新换代，举例来看，竞争市场帮助PJM辖区内核电机组提升了将近20%的可用性。此外，市场鼓励新的和有竞争力的机组进入市场有效降低了碳排放。从2007年至2017年，PJM辖区内机组的碳排放强度降低了30%，却没有给消费者带来任何附加成本。PJM市场化竞争中新的机组不断进入，缺并未使系统损失可靠性和强韧性。PJM通过更有效地整合资源，从更广阔的电力库中调度从而减少对备用的需求，PJM帮助用户每年至少节约230亿美元。同时市场也确保了未来的可靠性，PJM容量市场提前三年确保电力用户的需求能够被满足，直到2022年，PJM已经购买了超过预期峰荷21%的备用容量。PJM不断在市场化的原则下改进规则，在22%的发电机组无法正常运转的2014年极地漩涡来袭之后，PJM制定了一个市场惩罚体系来提升可靠性。在2017年十二月底到2018年1月初的寒潮中，系统的实际表现证明了改进的有效性。纵观美国PJM的发展历程，它通过不断改进最终成为全球电力市场改革的经典案例。它在辅助市场发展过程中有以下几方面值得后来者借鉴：

在顶层设计方面，PJM旨在设计一种电能量与电力辅助结合的市场模式。按照电能量、辅助服务总成本最低的原则进行出清，帮助整个市场降低了成本，从而实现了社会福利最大化。同时，PJM在日前市场透明公开发布各类产品的需求量，作为市场出清依据，有助于市场参与者估计及参与辅助服务交易，增强市场参与者信心。在框架设计方面，在满足电网运行安全的基础上，PJM逐渐丰富辅助服务资源类型，产品种类不断细化，市场竞争愈发充分。PJM不断标准化新的辅助服务产品，从而将该辅助服务引入区域市场化竞争，提高各类辅助服务资源利用效率。以调频服务为例，PJM在发电机组调频的基础上，逐步引入储能调频、需求响应等调频服务，有效降低了调频服务的总成本。又如备用服务中将不同机组细分为T1、T2类别，在保证相对公平的前提下，使更多的机组可以参与到备用服务市场中，提高了整个系统的经济性。在产品设计方面，PJM充分挖掘每类产品的关键因子，从而更好地区分并运营不同特性的辅助工具。如调频服务，PJM根据响应时间细分为RegA和RegD，定价方式使用容量定价和里程定价，更好地反映了不同类型辅助工具的特点和价值，帮助市场按需取用，提高整体效率。国内电力市场辅助服务发展情况国内电力市场辅助服务发展历程随着电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了2002年以前无偿提供阶段、2006～2014年计划补偿阶段和2014年之后的市场化探索阶段共三个主要阶段。2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运行。根据等微增率原则（以电力系统最小能源损耗为目标），电力系统调度机构考虑系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，进行发电计划和辅助服务的全网优化。在对电厂进行结算时，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。2002年电力体制改革，“厂网分开”导致各发电厂分属于不同的利益主体，传统的无偿提供电力辅助服务难以协调电力行业各方利益。为此，原国家电监会于2006年印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与

《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。2006年后，我国电力辅助服务进入计划补偿阶段。随后，各地也相继出台“两个细则”文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于火力发电企业的激励作用相对有限。国内电力市场辅助服务市场规模我国电力辅助服务包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种。基于省内的电力辅助服务市场，六大电网均在逐步优化和探索省间电力辅助服务市场，带动了辅助服务市场规模的扩大。2019年上半年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%，参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦，相对于2018年上半年，补偿费用同比增加85.9%，参与企业同比增加29.3%，装机容量同比增加10.0%。从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，分别为46.4亿元，24.9亿元和24.2亿元。西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.27%，华中区域占比最低，为0.36%。从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北区域调峰补偿力度最大，为24.50亿元，华北区域调频补偿力度最大，为9.63亿元，南方区域备用补偿力度最大，为37.26亿元。调峰是“三北”和华中地区的共同需求，以应对可再生能源消纳和冬季供暖的双重压力。因此，调峰在东北、华北、华中和西北区域的辅助服务补偿费用中占据较高的比例，分别为98%，46%，47%和25%。华中区域部分调峰需求还来自于湖南与河南省高容量水电装机。西北地区调频占比达到31%，部分原因是西北能监局将一次调频确定为有偿服务。这是因为西北电网机组一次调频性能差异较大，为了改善全网频率质量同时促进发电厂加强一次调频管理而制定了该政策。华北区域的调频补偿占比达到52%，主要来自于蒙西和京冀唐地区。南方区域中备用补偿占比最高，达到80%，主要来源于为确保供电能力的稳定性，火电、水电发电机组提供的有偿旋转备用服务。在全国电力辅助服务补偿费用的分摊中，火电最多，为62.65亿元，风电次之，为26.72亿元，水电为9.28亿元。补偿费用中，火电补偿费用高达120.62亿元，水电次之，为4.34亿元，风电仅为0.78亿元。综合下来火电从电力辅助服务中获利57.97亿元，而风电则亏损25.94亿元。电力辅助服务补偿费用的来源上，发电机组分摊费用为114.3亿元，占到电力辅助服务补偿费用的87.7%。目前，电力辅助服务补偿仍然以风电、光伏、核能等新能源电源补偿火力发电为主。电网调节能力吃紧，我国电力辅助成长空间仍大相对于国外电力辅助市场，由于市场化改革时间较短以及在计划框架下的行政约束等因素，我国电力辅助市场发展中仍然存在着诸多局限，包括调峰辅助服务不应属于辅助服务，辅助服务产品单一以及服务费用分摊不合理等问题。具体来讲，在国外如美国、英国、澳大利亚等国的电力市场，辅助服务机制的主要品种为调频和备用。在我国新能源大规模并网和电力现货交易尚处于起步和试点阶段的背景下，辅助服务市场中还存在一个特殊的调峰服务——调节火电负荷率，让步新能源上网，并给予补偿。此外，我国多数地区辅助服务市场交易品种相对单一，多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停调峰两个品种。成本方面，目前我国辅助服务成本补偿方式为发电侧承担，主要原因是补偿机制是为了解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题。但是，辅助服务作为一种公共产品，保障的是全系统的安全稳定，所有系统主体均是受益者，不应只是发电侧分摊成本。电力辅助服务市场的建设依赖于电力现货市场。参考美国PJM市场的发展经验，我们认为有效的电力辅助系统需要有“现货电能量市场+辅助服务市场”的市场架构。国家发改委《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中已明确要求“现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场”。因此，我们认为未来中国的辅助服务市场交易预计会由电网统一调度组织，按照电能量市场和辅助服务市场联合出清的边际价格结算辅助服务费用。此外，华北能源监管局研究制定并于2021年10月份通过了《华北电力调峰容量市场运营规则》，开始探索以容量为交易品种的新型辅助服务市场。调峰容量市场是在当前调峰辅助服务市场仅为调峰效果付费的基础上，探索为调峰能力付费，致力于通过市场机制进一步促进火电灵活性改造，促进新能源消纳，缓解电力供需矛盾。通过申报火电自身实际调峰能力，多梯度报价的方式，减轻信息不对称导致的成本误差和利益分配不均，奖励调节能力强，效益高成本低的火电企业。同时，未来电力辅助市场将按照“谁受益、谁承担”原则，建立用户与发电共同承担辅助服务成本的机制，以经济利益带动市场主体多变博弈，最终实现电力的资源优化配置。电力：火电年内出力波动较大，水电汛期来水偏少火电：出力波动较大，利用小时数小幅下滑用电需求波动较大，利用小时小幅下滑受2022年疫情反复影响，我国用电需求波动较大。1-10月份我国全社会用电量增速为3.8%，增速较上年同期下降8.43%。10月份我国全社会用电量为6834亿千瓦时，同比上升2.2%。受用电需求波动影响，火电出力有所增加。今年1-10月份火电累计发电量为48188亿千瓦时，同比增加0.8%。从利用小时来看，今年1-10月我国火电利用小时为3619小时，较去年同期下降46个小时。长期来看，我们预测我国电力需求中枢有望保持在5%左右，考虑到2021年高基数及2022年疫情反复影响，我们预期2022年我国用电增速在4%左右。受Q3火电发电增速大幅提升影响，我们预期2022年火电利用小时为4398小时，同比下降50个小时。我们判断明年火电利用小时数可能延续小幅下滑趋势，但是从历史经验来看，火电利用小时减少大概率会导致动力煤需求转弱，从而促使动力煤价格下跌，燃料成本的下滑与发电量的减少形成对冲。考虑到燃料成本对火电利润弹性较利用小时数更大，我们判断在明年火电盈利能力有望迎来改善。煤价高位震荡，煤炭产量保持高位2022年1-10月，我国原煤产量达36.9亿吨，同比增长10%；10月单月原煤产量为3.7亿吨，同比增长1.2%。尽管我国原煤产量稳中有升，但考虑到未来疫情好转、复工复产后下游能源需求保持快速增长，将导致煤炭供需格局持续偏紧。因此在煤炭先进产能不断释放的背景下，我们预期后续原煤产量稳中向好。近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2022年1-10月，我国累计进口煤2.30亿吨，同比下滑10.6%；10月单月进口煤为2918万吨，同比上涨8.37%。与往年相比，今年年初进口煤数量受印尼贸易政策冲击明显收紧，4月后我国进口煤数量恢复至接近往年同期水平，我们预期我国全年进口煤量或将小幅下降。水电：汛期来水较差，全年电量下滑汛期来水较差，全年利用小时数下滑2022年上半年全国降水量较往年同期偏多，但自7月降水量较往年大幅下降，下半年整体水电表现疲软，水电发电量同比急剧下降。2022年1-10月水电累计实现发电量10500亿千瓦时，同比增长2.2%。其中10月份单月水电实现发电量994亿千瓦时，同比下降17.7%。从利用小时来看，2022年1-10月我国水电累计平均利用小时为3002小时，同比减少158个小时，主要系下半年来水偏差所致。从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年份，水电的全年装机利用小时也较高。2022年1-10月，降水量累计达到556.1毫米，较去年同期下降79.4毫米。受降水量增加影响1-10月份水电利用小时3002小时，同比减少158个小时。截至11月底，我国主要水库来水数据仍未迎来改善，我们预期今年全年水电利用小时大概率同比下降。分省份来看，除广东省、云南省、广西省、福建省外，2022年前三季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同程度下降，四川、湖北、贵州、湖南、青海和浙江的水电利用小时较去年同期分别下降157、631、178、36、553和111小时。分月份来看，我国2018-2022年降雨量变化趋势基本相同，总体呈现1-7月逐月递增，8月达到峰值后回落的趋势，这是由于我国以季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏季所致。风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化风电消纳改善明显，弃风率稳定在3.2%左右自2016年起，我国风电并网装机容量增速放缓，而发电量增速保持高位。风电发电量增速高于同期装机增速表明闲置发电能力逐步被投入使用，利用小时同比明显回升，风电消纳情况得到明显改善。2022年第三季度末，我国累计并网风电装机3.5亿千瓦，同比增长17%；2022年1-10月风电累计发电量为5513亿千瓦时，同比增11%。尽管风电受到国家政策补贴退坡影响，在20年迎来抢装潮导致新增装机处于高基数，但是抢装潮过去后风电需求依然强劲，22Q3我国风电依旧保持高增长。其中，陆风大型化降本加速推进带来良好经济效应，海风资源丰富未来发展空间广阔，叠加新能源利好政策频频落地，“十四五”期间风电行业将持续保持景气。2022年前三季度我国新增风电装机1873万千瓦，同比增加20.45%，风电维持高增速。我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走低带来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014年弃风率虽有所下降，但同期风电利用小时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍然处于持续恶化。2016年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看，装机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016年以来我国风电新增装机规模快速提升，2021年风电装机增速同比回落主要受2020年陆风抢装高基数影响。我国年平均弃风率自2016年以来持续回落，风电消纳能力大幅改善。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022年前三季度我国总弃风60亿千瓦时，整体弃风率为2%，国家电网对于弃风率降至5%以内的承诺已基本完成。弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度，主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近四年来，2017年第四季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高值，此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风率角度来看，2017年以来累计弃风率持续平稳下降，2021年累计弃风率仅为3.1%，为2017年以来最低水平，22年前三季度弃风率为3.5%，保持较好水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机高速增长。弃光率降至2.1%，分布式发展提速自2015年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至2022Q3光伏发电累计并网装机容量达3.59亿千瓦，同比增长28.80%，是2015年光伏发电累计并网装机容量的8.35倍。2022年前三季度光伏发电量为1750亿千瓦时，同比增长16.70%；弃光电量24亿千瓦时，弃光率约1.8%，光伏发电消纳利用水平整体较高。从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至2022年三季度末，我国集中式光伏总装机2.02亿千瓦，占总装机的64%；分布式光伏总装机为1.16亿千瓦，占总装机容量的36%。从新增装机结构来看，近年来分布式占比逐渐提升，2022Q3分布式光伏新增装机1567万千瓦，占新增光伏装机的72.1%；集中式光伏新增装机0.04亿千瓦，占新增光伏装机的25%，分布式光伏发展提速主要受户用光伏补贴和整县（市、区）屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源生产效率有望得到进一步提升。燃气：价格维持高位，消费增速下滑燃气板块供需错配气价难破局，多因共振气量消费持续向好全球燃气短期供需失衡，天然气消费长期向好2021年燃气价格震荡走高，2022年以来受俄乌冲突影响一度创历史新高。2022三季度以来天然气价格开始走高，截至12月1日，IPE英国天然气期货价格交易价格为9.72元/方（343便士/色姆，同比上涨42.32%。截至11月29日，美国HenryHub天然气交易价格为1.4元/方（6.03美元/百万英热单位），同比增涨23.06%。总体来看，2022年以来燃气供需严重受地缘政治影响。从供给端来看，一方面18、19年的低气价与20年新冠疫情严重打击油气商的生产积极性，部分欧盟国际激进的碳意识、环保意识阻碍了天然气开发利用，多个燃气产国削减天然气资本开支预算减少生产；另一方面俄罗斯天然气是欧洲能源的重要组成部分，俄乌冲突的爆发使得欧洲急于与俄罗斯割席，俄罗斯天然气的缺口加剧了供需关系的紧张。从需求端来看，经济恢复、能源转型、碳目标与环保目标等因素拉动全球天然气消费量快速上涨，进一步拉大全球天然气供需缺口。2021年四季度全球出现“拉尼娜”现象造成冷冬席卷全球，强劲的供热需求以及2021年下半年能源价格高企导致许多国家和地区表现出低库存状态，燃气补库需求仍然较为强劲。2022年底受冬季补库影响，国际天然气价格小幅拉涨，但是目前欧洲各国天然气库存已处于历史高位，一定程度上可以缓冲明年潜在的供需缺口。国内经济反弹带动燃气消费，LNG现货气价弹性大就国内情况而言，我国既是天然气消费大国也是进口大国。2017-2021年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势，2020年受疫情影响同比增速降低至7.5%。2021年疫情恢复经济反弹带动了燃气消费，我国用气量同比大幅提升，表明高经济景气度下燃气作为大宗商品消费量得到提升。但是2022一季度受国际形势影响，进口LNG价格暴涨，一定程度抑制了天然气消费增速。2022年1-9月我国天然气累计消费量2686.58亿立方米，同比下降1.41%。中国天然气进口