碳中和电力市场发展分析报告五

碳中和电力市场发展分析报告五2021年5月

1.背景.....................................................................................................................................51.11.2煤电上网电价是“定价之锚”................................................................................5市场化条件下的电价体系........................................................................................61.2.1电能量价格.......................................................................................................7容量回收机制...................................................................................................7辅助服务价格...................................................................................................8成本补偿机制...................................................................................................81.2.21.2.31.2.41.3当前电价体系的一些问题和举措............................................................................91.3.1发电侧、用电侧市场空间不匹配...................................................................9政府定价与市场竞价双轨制长期存在.........................................................10现货市场较中长期市场价格偏低.................................................................10举措：发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制.............................111.3.21.3.31.3.42.什么是容量补偿电价？...................................................................................................112.1建立容量成本补偿机制的必要性..........................................................................11容量成本回收机制的选择......................................................................................12容量补偿的具体实施方式......................................................................................122.22.32.3.1容量电价和可补偿容量.................................................................................12容量电费计算.................................................................................................14衔接问题.........................................................................................................142.3.22.3.33.4.容量补偿电价的案例测算...............................................................................................153.1山东省电力市场概况..............................................................................................15模拟测算结果..........................................................................................................16情景一：抽蓄电站作为市场边际机组........................................................................17情景二：抽蓄电站不参与市场....................................................................................18测算结果分析：煤电受益最大..............................................................................193.23.3总结...................................................................................................................................203目录图表目录图：电价结构拆分...................................................................................................................5图：市场化环境下发电价格体系...........................................................................................6图：用电侧市场空间...............................................................................................................9图：发电侧市场空间...............................................................................................................9图5现货市场较中长期市场价格偏低（2020年数据）.......................................................10图6容量电价计算....................................................................................................................13图7峰值负荷修正可补偿容量................................................................................................13图：山东省全口径发电装机容量占比情况.........................................................................15图：山东省煤电装机分布情况（按容量等级划分）.........................................................15图山东电网最高直调用电负荷变化情况..........................................................................16图11：山东省直接交易发电侧结算情况（按机组容量分）...............................................16图12：山东省直接交易发电侧成交情况（按机组容量分）...............................................16图山东各类型电源可调容量（含抽蓄）..........................................................................17图14：山东省各类电源补偿金额占比情况（含抽蓄）.......................................................18图15：山东省各类型电源单位容量平均补偿（含抽蓄）...................................................18图山东各类型电源可调容量及可补偿容量（不含抽蓄）..............................................18图17：山东省各类电源补偿金额占比情况（不含抽蓄）...................................................19图18：山东省各类型电源单位容量平均补偿（不含抽蓄）...............................................1941.背景1.1煤电上网电价是“定价之锚”电力具有瞬时性特点，产、供、销（发、输、配、售、用）同时完成，没有存货，因此理论上其价格可能会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动（例如今年美国德州在极效的电力市场并实现发电竞价上网前，电价管控成为国家调控经济、产业的重要手段，电价也呈现出极强的政策管制属性。2004年4月，国家发改委发布《关于进一步疏导电环保设施的燃煤电厂，其在环保方面的投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。图1：电价结构拆分资料来源：北极星电力网，研究所煤电标杆上网电价一直在电价体系中处于核心位置，其在多个方面影响着其他各类电源2004年首次建立煤电联动机制以来，十多年间十次执行联动政策、四次搁浅，其中六次上调、三次下调煤电标杆上网电价。政策调整的时效性愈发滞后，在电力体制改革不断深化的大背景下，煤电标杆上网电价与煤电联动机制不5适应形势发展变化的矛盾愈发突出，特别是在电煤价格高位运行，燃料成本上升，但电量宽松、尖峰电力紧张的背景下，燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。因价格缺乏弹性且机制不完善，导致煤电“定价之锚”的作用明显减弱，对水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成均有一定的影响。1.2市场化条件下的电价体系在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔20159称“9件。其中《关于推进电力市场建设的实施意见》明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。改革以来，各地均开展了以双边协商、集中竞价及挂牌多种交易方式的年度、月度的中长期交易，交易品种涉及电能量及发电权交易。2017年8东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周期的结算试运行。现货市场中以集中竞价方式开展，交易品种为电能量。辅助服务市场中，除四川外，各试点地区开展了调频辅助服务交易；甘肃、山西、山东、内蒙开展了调峰辅助服务市场交易，其中甘肃、山东、内蒙在现货试结算期间暂停调峰市场交易。图2：市场化环境下发电价格体系资料来源：研究所6随着发用电计划逐步放开，发电企业和电力用户（售电公司）可以通过自主协商、集中竞价等市场化方式交易部分电量，交易价格即为市场交易电价，市场交易电价分为中长期交易价格、现货交易价格。部分电量仍以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由电网企业统一收购，按照政府定的标杆上网电价进行结算。在电力市场化环境中，根据交易类型的不同，可将煤电发电价格体系分为四类：一是电能量价格，包括中长期价格、现货价格、优发价格（基准）等；二是容量价格，可以是稀缺电价机制、容量市场、容量补偿机制的任意一种；三是辅助服务价格，包括调频、备用、AGC1.2.1电能量价格中长期交易价格。中长期市场交易主要指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上电能量交易。通过中长期市场交易形成的价格称为中长期交易价格，适同电量转让交易等。目前，我国中长期电力交易主要以双边协商交易和集中竞价交易为主，挂牌交易作为补充。现货交易价格。现货市场主要包括日前、日内和实时的电能量，通过现货市场交易形成的价格称为现货交易价格。从交易时间角度看，现货市场可分为日前市场、日内市场和实时市场；从定价形式角度看，现货市场定价机制均以短期边际成本为基础，根据输电线路约束考虑的粗细分为系统边际定价、区域边际定价以及节点边际定价，三种定价机制适用于不同电网结构和输电阻塞情况的电力批发市场。优先发电价格。改革后，部分发电量以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由调度机构根据优先发电、优先购电计划以及电网实际运行需要安排。该部分电量仍由电网企业收购，按照政府核定的上网电价（基准电价）进行结算。1.2.2容量回收机制在有大量间歇性和资金密集型电源的电力系统中，单一电能量市场很难实现发电容量回报的需求。随着高比例大规模可再生能源进入市场，一年中的部分时段批发电价趋近于零，个别低谷时段的大量风电还会导致负电价，市场价格信号失灵，无法吸引对可再生能源所必需的备用容量和储能等方面的投资。为应对发电（调节）容量充裕性问题，各国从理论和实践开展了一系列探索，最具代表性的做法分别是稀缺电价机制、容量市场和容量补偿机制。稀缺电价机制是指不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场解决发电资源充裕的一种方式，该市场不设上限价格或者上限价格很高。在系统电能量和备用稀缺的情况下，电能价格能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励容量市场是一种为容量定价的市场机制，是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准，以英国容量市场和美国部分区域容量市场最为典型。英国为实现中长期的发电容量充裕性、促进能源低碳化、纠正市场失灵等目的，在2014年建立了容量市场。美国的6个电力批发市场中，PJMNYISO（纽约市场）和ISO-NE（新英格兰市场）设有容量市场。7容量补偿机制是由监管机构制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本的一用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素确定单位容量补偿标准和各机组可补偿容量，从而对发电容量成本进行合理补偿。较为典型的是智利电力市场容量补偿机制，通过经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场进行有益补充。发电机组根据可补偿容量和补偿价格获得月度容量补偿，总收入为电能量收入与容量收入之和。其他用行政手段设定的容量机制还有西班牙实行的容量费、瑞典和芬兰实行的战略备用机制等。这些机制的区别在于容量费和战略备用机制通常只覆盖部分市场，将容量机制限制于无法在常规市场里收回全部成本的发电机组，其余部分发电容量回收还要取决于单一电能量市场价格。容量补偿机制可以覆盖全市场，对所有提供可信容量的机组进行补偿，一定程度可以避免由容量机制或市场投资激励预测误差引起的市场价格扭曲。1.2.3辅助服务价格目前我国六大区域电网仍按照“两个细则”对有偿辅助服务进行补偿，同时，许多地区积极探索建立辅助服务市场，进行辅助服务市场化交易。现行上网电价体系中，辅助服务有市场化和非市场化两种定价方式。补偿机制下的辅助服务价格。2006个细则”是对发电企业经济利益的事后调整规则，相关费用在发电企业内部流动，承担辅助服务较多的发电企业获得补偿，承担较少或不承担辅助服务的发电企业支付辅助服务费用，并网运行管理考核资金优先支付辅助服务费用，多余部分返还发电企业，如辅助服务费用高于并网运行管理考核费用，则缺额部分由发电企业按照当月上网电费（电AGC功辅助服务和一标准的补偿方式，不同区域的补偿方式及补偿价格各不相同。市场化辅助服务价格。9号文提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。2018年以来，福建、甘肃、宁夏、山东、江苏、新疆、重庆、山西、安徽、陕西、华东、华北、西北等地启动调峰辅助服务市场，山西、山东、福建、广东、甘肃、四川等地调频辅助服务市场也都正式运行或进入试运行阶段。近几年建立的辅助服务市场都不再设定统一的补偿价格，多采用集中竞价、统一出清、边际定价的方式开展辅助服务交易，从而产生了辅助服务市场价格。调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外成熟辅助服务市场一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现调峰。2020年8月，国家发改委、能源局发文试行将调峰辅助服务市场交易，并通过扩大限价幅度、降低最小申报电力等措施拉大峰谷价差，实现调峰成本的自动补偿。目前电力辅助服务以调频为主，同时包括无功调节、备用、黑启动服务等多个品种。1.2.4成本补偿机制电力市场化改革推进初期的燃煤标杆上网电价基于标准成本定价方法制定，由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，以容量电价保证设备折旧等“固定成本”8的回收现货市场建设存在因价格上限和市场机制等因素的不确定和不完善、发电成本回收的长期性等导致现货市场下容易出现电价偏低，电源成本回收困难，特别是容量成本回收困难等问题，进而可能造成电源投资激励不足，最终导致发电容量的短缺。为促进资源配置效率、优化发电调度、优化电源规划和建设，各国探索制定成本补偿机制。成本补偿包括运行成本补偿和机会成本补偿。运行成本补偿机制指当根据调度指令运行的机组不能通过电能费用收回运行成本时，市场将根据其报价成本或核定成本进行补偿。运行成本包括了启停、空载等成本，运行成本补偿分为日前市场运行成本补偿和实时市场运行成本补偿。日前市场运行成本补偿指以弥补其成本和收入的差异。对该机组损失的机会成本进行补偿。机会成本补偿包括辅助服务机会成本和调度干预机会成本两类，补偿思路为保证其正常参与电能市场的利润。1.3当前电价体系的一些问题和举措1.3.1我国发电侧、用电侧市场空间不匹配电力市场空间与与发用电计划放开情况密切相关。各省经营性发用电计划均存在较大差异，优发电量普遍大于优购电量。根据相关政策，居民、农业、重要公用事业及公益性用电为优先购电用户，不参与市场化交易，由电网企业按照政府定价保障供电。优先发电主要保障清洁能源消纳、机组供热和安全运行所需的调节性发电、跨省跨区资源配置从全国看，目前优先购电占用电比例接近34%，用户侧市场空间约为54%（不含网损、12%空间37%，与用电侧相差17%。图3：用电侧市场空间图4：发电侧市场空间保量竞价,农林牧渔,清洁能源,23%5%2%待开放,27%城乡居民,18%跨省送电,15%民生保障政府定价,保量保价,市场化,32%重要工业事业及公益性用电,14%34%63%已开发,39%和系统性安全,25%资料来源：第三方数据，研究所资料来源：第三方数据，研究所91.3.2政府定价与市场竞价双轨制长期存在在发售电环节，价格以省级电网为单位核定，居民农业等优先购电、部分优先发电实行政府定价；经营性用户、其他发电电价由市场交易形成。此外，我国长期对居民、农业用电实施政策性交叉补贴。电力交易形成的用户电价由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分构成。其中市场交易价格包括买卖双方按市场规则交易形成的电量电价；包括电力系统调频、调压、旋转备用、黑启动等辅助服务费用；容量补偿费用、必开机组等市场运营中的公共成本。计划与市场长期并存的格局决定了电力市场需要统筹处理优先发用电计划与市场交易的关系，合理解决优发优购在电量和电力曲线方面的匹配问题，还需要建立价格和不平衡费用的疏导机制。1.3.3现货市场较中长期市场价格偏低2019山西2020年8月份现货市场电能量电价149.6元元兆瓦时的51%；山东5月16-19日现货市场电能量电价204.3元兆瓦时，为中长期合同平均电价382.2元兆瓦时的53%8月份现货市场电能量电价192.1元中长期合同平均电价407元兆瓦时的47%7月份现货市场电能量电价210.2元兆瓦时，为中长期合同平均电价407.2元兆瓦时的52%。图5现货市场较中长期市场价格偏低（2020年数据）4504003503002502001501005054%53%52%51%50%49%48%47%46%45%44%53.46%51.62%50.53%47.20%0资料来源：第三方数据，研究所现货市场结算试运行出清电价普遍低于中长期合同电价，主要存在以下原因：标杆电价与现货市场价格成分差异。现行中长期交易价格是在标杆电价基础上的让利，一定程度体现发电企业容量成本、辅助服务成本等。而现货市场价格是基于机组边际成本形成的，不包含容量成本、辅助服务成本等，这种成分的差异，是出现“价格倒挂”现象的客观理由。市场供求关系的体现。山东、广东、浙江等受端省份受外来电、新能源等边界条件的有形约束下，用省内系统负荷扣除外来电、新能源等不参与市场竞价机组出力曲线后，所10形成的竞价空间直接影响市场价格。在竞价空间小的条件下，发电企业首段报价为最低、8低市场价格（浙江5月结算试运行外来电少，现货市场平均价格达370元规则设计不完善。山西省则因现货市场保留调峰市场，市场规则中限制首段为50%出力，50%西目前正开展结算试运行，因修改规则，取消调峰市场，市场均价有明显提升。7游戏，无法有效传导价格信号，进一步压低电价。此外，现货市场出清电价没有反映现货市场运行成本、辅助服务成本等。1.3.4举措：发改委要求各试点地区测算确定容量补偿机制针对试点地区出现的问题，为加快放开优先发用电计划，有效引导电源投资，保障电力系统长期容量充裕性，国家发改委向各试点地区发布《关于开展电力现货市场试点地区量补偿费用结算机制进行测算，并进行模拟仿真计算。有效容量应按照机组类型核定，客观反映机组对电力系统最大容量需要的实际贡献，根据机组出力特性、厂用电率、燃料存储、枯水年来水、调节能力、检修停机、事故停机等因素进行折算；单位容量补偿电价根据电力现货市场满足未来三年可预见市场峰值负荷的边际机组之固定投资成本核定，或按照实际需要按年度制定；结算机制分为发电侧结算或用户侧结算。2019地板价参与现货市场，其余各类电源按照核定成本价进行仿真模拟出清来开展容量成本补偿测算，计算各类型电源现货市场收益情况，并根据各省发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素，确定容量补偿机制，将容量成本纳入市场运营公共服务成本，分摊至用户侧。2.什么是容量补偿电价？2.1建立容量成本补偿机制的必要性风光大规模的并网需要足够的配套储能或者辅助能源才能保障电网的稳定性。为了实现碳达峰、碳中和目标，清洁能源将逐步成为我国的主力电源。根据能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)2025年我国风电、光伏发电量占比总发电量比将达到16.5%到205039%和33%稳定的特点，大规模风光装机接入电网需要配套储能或者辅助电源，在国家能源局印发的《2021年能源工作指导意见》中就明确提出要加强电力应急调峰能力建设。11活性改造促进新能源高比例消纳的体制机制。根据文件，开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模，按照不低于改造后增加的调峰空间50%的比例配置给开展灵活性改造的企业，原则上新增的新能源规模不能超过火电灵活性改造后增加的调峰空间。我们认为在中短期内火电参与调峰的机组容量将直接决定我们接入电网的新能源装机容量。在火电机组大量承担调峰任务后，必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性。为了确保清洁能源的快速发展，未来火电的角色将由主力电源逐步变为以调峰、应急为主的辅助电源。当火电承担了更多的调峰任务后，其机组利用小时数必将持续下降，在现行的商业模式下，火电运营企业将出现大面积亏损。因此需要出台从而保障整个电网的运行稳定。2.2容量成本回收机制的选择合理的发电容量成本回收机制应该能够引导在适当位置建设适当类型和适当水平的发电容量，并且一个设计合理的机制应该能够降低相应能量市场所存在的风险和市场力。正如前文所归纳总结的，当前建立了竞争性电力批发市场的国家和地区所采用的容量成本回收机制大致可归纳为三类：稀缺定价机制、容量市场机制以及容量补偿机制。三种机制各有优缺利弊及适用的条件。稀缺定价机制下监管难度较大、形成的投资环境具有高风险性、价格上限管制有可能背离机制设计的初衷。容量市场机制实现发电容量成本的回收也可能会存在一些问题：系统预测能力不足、信息公开程度不高、市场管控能力不足。容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法。在该机制下，由政府或监管机构根据负荷预测、对用户停电损失的评估、要求的系统可靠性水平和发电机组的可用性等因素，确定容量电价。发电企业按其装机容量或可用容量获得收入，所能引导出的装机容量大小由市场确定，成本由用户承担。实践中，容量补偿机制通常是在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。该机制具备较好的理论基础，国内外均有成功实践，可以促使发电企业保持机组的可用性，促进电能市场竞争，能够有序引导发电容量投资，优化资源配置。对比来看，结合我国国情及电力行业实际情况，容量补偿机制可能是我国在向现货市场逐步过渡阶段时，发电容量成本回收机制的较优方案。2.3容量补偿的具体实施方式容量补偿机制的基本思路为，由政府相关主管部门制定容量电价定价规则，充分考虑系2.3.1容量电价和可补偿容量容量电价水平决定了对单位容量的补偿标准。经济学理论认为以边际成本来制定受管制行业的商品价格水平是一个完美的解决方案。发电边际容量成本是为了满足电力负荷微12增所需增加的最小的发电投资成本。显然，发电边际容量成本是一个长期边际成本，依据其定价是要以一个基于中长期负荷预测的、具有一定供电可靠性水平、年费用最小的电源扩展规划方案以及系统以最优方式运行为前提的。正因如此，采用这种方法制定的容量电价水平才能起到引导未来投资和资源优化配置的作用。具体到以边际成本法制定发电容量电价，需要首先确定系统的边际机组，再以此边际机组为基础确定系统的发电容量边际成本。图6容量电价计算资料来源：研究所再计算可调容量。机组的初始容量对应于峰值负荷期间机组可用容量对系统总容量的预期贡献。对于某个发电厂，还应充分考虑机组计划检修、厂用负荷以及一次能源供应等因素对发电机组可用容量的影响。确定可调容量后，为确定各机组的可补偿容量，需根据峰值负荷对各机组可调容量进行修正，并根据线路阻塞情况进行调整。该修正主要是根据系统峰值负荷对所有机组的可调容量按比例进行下调，使得修正后的所有机组可补偿容量总值与系统峰值负荷持平。图7峰值负荷修正可补偿容量资料来源：研究所132.3.2容量电费计算各发电机组依据制定的容量电价水平及各自的可补偿容量获得容量电费，当前国内市场一种可行的方式为：（1电价水平。（各机组可补偿容量。（3容量电费计入销售电价，向各类终端用户收取。（4用性，计算各机组可补偿容量，乘以容量电价支付各机组上月容量电费。（5差在下一年度容量电费中统筹。2.3.3衔接问题在向全面竞争的电力批发市场发展的过渡阶段，部分保留的执行政府定价的“计划电量”承担着回收容量投资成本的重任。但是随着“计划电量”占比的逐步缩减以及政府定价由“标杆价”向基准价+上下浮动”的演化，发电容量成本的回收失去了有效的渠道。容量补偿机制的实施将弥补这一缺失，承担起发电容量成本回收的重任。容量补偿机制等一起构成了较为完备的电力市场价格体系。发电企业在电力批发市场的收入将主要由容量补偿收入、电能量市场收入以及辅助服务收入三部分组成。发电企业在不同机制下回收不同的成本，三者相互协调，互为补充。容量补偿机制通过对“有用”发电容量提供经济补偿，帮助发电企业实现容量成本回收，引导发电容量有序投资，保障发电容量长期充裕。该机制由政府相关管理部门主导，更多的体现市场相关管理部门负有的保障市场长期稳定、安全运行的职责，并可将原有的“单一制标杆电量电价”演变为标杆容量电价“奖优罚劣，约束成本，提高效率。该机制实施后，电能量市场的竞争将真正转变为短期边际成本的竞争，竞争形成的价格主要体现电力短期供需。此时，市场规则对电能量竞争价格的约束（上下限）以及发电企业的报价策略都应与实施容量补偿机制前有所区别，电能量市场价格上限将基于边际机组的变动成本确定。电能量市场价格相比于没有建立容量补偿机制前预计有所降低。电力辅助服务市场与容量补偿机制均有利于保障电力系统发电容量的充裕性，但二者在时间尺度上有所差别。电力辅助服务市场是为了保障电力系统短期（小时、日、周）可用调节容量的充裕性，而容量补偿机制是为了保障长期（年、多年）发电容量供应的充裕性。从发电企业生产经营的角度来看，电力辅助服务市场与容量补偿机制提供了不同成本的回收途径。发电企业通过电力辅助服务市场回收的成本应主要为提供辅助服务的14变动成本、预留发电容量导致无法提供电能所带来的机会成本。发电企业通过容量补偿机制回收的成本主要为容量投资成本。调峰服务方面，各区域“两个细则”对调峰服务进行考核时一般与机组上网电价挂钩，而政府制定的上网电价考虑了容量投资成本的回收，因此建立容量补偿机制后可能需要调整调峰服务的补偿标准和考核办法。冷备用方面，当前南方区域“两个细则”将冷备用作为一项辅助服务品种，对发电企业容量成本回收起到了一定的作用，因此建立容量补偿机制后是否还将冷备用作为一项辅助服务品种需要进行研究。3.容量补偿电价的案例测算3.1山东省电力市场概况2019万千瓦。其中，火电装机10713万千瓦，占比76%；风电1354万千瓦，占比10%；光伏1619万千瓦，占比；核电万千瓦，占比；水电108万千瓦，占比。山东公司发电装机容量2394万千瓦，占省内总规模的。其中风电、光伏、火电分别为167、42和2185万千瓦。图8：山东省全口径发电装机容量占比情况图9：山东省煤电装机分布情况（按容量等级划分）太阳能发电12.5万12%10万1%100万18%11%风电10%20万6%核电2%水电1%60万23%火电76%30万40%资料来源：第三方数据，研究所资料来源：第三方数据，研究所7664.2电最低负荷为5422.71775.4万千瓦。2019全社会用电量6218.724728.0276%三产业用电量707.57698.21比。15图10山东电网最高直调用电负荷变化情况2018年2019年9000800070006000500040003000200010000资料来源：第三方数据，研究所山东电力市场交易品种及交易情况。中长期以双边协商、集中竞价及挂牌方式开展电能量及发电权交易。现货市场采用全电量竞价，集中优化出清方式开展电能量交易。辅助服务市场开展了调频及调峰交易。现货市场运行期间调峰市场暂停，调频市场与现货市2019906.88亿千瓦时（折算到上网侧为950.5196.13%，均价300.28元兆瓦时；新能源企业成交电量36.473.87%276.12元30万千瓦级成交占比最大，为50.1%万千瓦级次之，为37.7%万千瓦级及以下总成交占比为12.2%。图11山东省直接交易发电侧结算情况（按机组容量分）图12山东省直接交易发电侧成交情况（按机组容量分）10万千瓦级结算均价（元兆瓦时）结算占比7%31030530029529028560%50%40%30%20%10%20万千瓦级5%304.8260万千瓦级301.41300.3638%292.0330万千瓦级50%资料来源：第三方数据，研究所资料来源：第三方数据，研究所3.2模拟测算结果现货市场中不同边际机组对单位容量电价的制定具有不同影响，根据山东电源装机及电力系统运行实际情况，如果按照抽蓄电站参与市场，则抽蓄电站为市场边际机组；如果16抽蓄电站不参与市场，则燃机为市场边际机组。基于上述两种情景模拟测算山东省各类电源有效容量、单位容量补偿标准，以及总补偿金额和对电价产生的影响。情景一：抽蓄电站作为市场边际机组8942.04666.5万千瓦企业自备火电机组，总装机为8275.54万千瓦，考虑一次能源影响因素后，测算初始容量为6572.88类型电源可调容量，汇总后得到系统可调容量为5577.54万千瓦。图13山东各类型电源可调容量（含抽蓄）5896煤机核电风电光伏抽蓄58174917250250231134125324468999961001009001000200030004000500060007000装机容量（万千瓦）初始容量（万千瓦）可调容量（万千瓦）资料来源：第三方数据，研究所发电机组可补偿容量。20197月25日15:006945万千瓦（选取省内此时刻对应负荷为8302万千瓦，外来电为备用400万千瓦需求，扣除直调自备火电厂667万千瓦和地调自备小火电万千瓦，系统容量需求最大为59781.071发电容量紧张，容量系数小于1相对紧张，系统可调容量小于容量需求，各类电源补偿率（可补偿容量比装机容量）分别为煤机89.4%98.8%19.5%