电力行业专题研究报告“双碳”下的电改前景展望

电力行业专题研究报告“双碳”下的电改前景展望一、源：风光均衡严重不足问题渐显，火电挑选选择退出或不容操之过急（一）火电投资增长速度大幅下滑，基荷电源重要性凸显低碳转型共振追加新增产能紧缺，“十三五”期间传统火电投资显著大幅大幅下滑。2014-2015年常规火电项目审批权逐步从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续印发至各省级机构，火电项目获得核准数量大幅提高。随着大批燃煤电厂获准动工，“十三五”开局火电追加新增产能逐渐过剩。同时在能耗双往上、风光平价玩游戏和双碳目标等政策因素的影响下，“十三五”风光刊发展览会较快，火电建设的重要性似乎有所“淡化”，火电投资增长速度相对停滞不前。燃煤电厂的建设周期通常为2年，“十三五”期间火电行业投资疲软导致近年来火电装机增长速度不断大幅大幅下滑。2022年，我国各类电源新增装机量为1.86亿千瓦，其中火电新增装机仅占比18.8%；2022年各类电源装机同比增长速度为8%，全社会电力消费量同比增长速度为4%，而火电装机同比增长速度仅为3%，火电在整体电源结构占比不断大幅大幅下滑，对社会用电市场需求的提振促进作用亦有所弱化。然而，近年迎峰度夏断电事件或突显火电在电力系统的地位不可或缺。火电具有均衡可以靠的优势，就是电力保供的关键“压舱石”。近些年来火电装机增长速度低于全社会用电增长速度，风光在电源结构中占比不断提升。然而风光出力波动性非常大，难以提供更多更多足够多多的THF1电量，在用电负荷大幅提高的情况下，火电投资低迷的问题逐步显现出来。2021-2022年迎峰度夏期间，受高温、降水量严重不足等因素影响，我国多地出现了缺电现象。尤其在2022年，高温共振四川回去水汝愚，迎峰度夏期间水电出力严重不足，火电市场需求大幅提高，多地启动有序用电措施。值得一提的是，2022年迎峰度夏期间，统调电厂的煤炭库存均座落在20天以上，或说明在用电负荷大幅提高、水风光等可控性极差的电源出力不济的情况下，2022年限电更多受火电出力能力的制约。断电事件频发或凸显火电在电力系统中的关键地位，能源结构转型的同时，基荷电源的合理规划仍不可忽视。火电度汛角色被再次审视，建设投资再次升温。近两年，火电在电力保供中的促进作用被重崭新不予著重。2021下半年以来，火电基本建设投资增长速度再次回升。同年12月，中央经济工作会议则表示，“同时同时实现碳达峰碳中和就是推动高质量发展的内在建议，必须坚定不移大力大力推进，但不可能将将毕其功于一役”,“传统能源逐步挑选选择退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上”。2022年迎峰度夏期间再度拉开序幕断电事件后，9月国家发改委明确提出2022-2023年火电将崭新动工1.65亿千瓦，进一步凸显了火电在电力体系的关键地位及国家保证电力安全均衡可以可供应的下定决心。火电机组存一定建设周期，当前利用小时数仍在相对高位。火电机组平均值建设周期约为2年，2021年初火电建设投资增长速度回升平添的装机增量目前已有所落空。然而，我们观察到当前火电发电设备平均值利用小时数仍座落在相对高位。我们表示，火电利用小时数高企可能将将与上半年水电出力不济有关，同时防疫政策优化助推全社会用电市场需求提升（2023上半年全社会用电量同比增长速度少于5%）或亦存催化剂。当前厄尔尼诺形成概率较大，或致未来几年出现高温风险。据世界气象组织预测，今年5-7月全球有60%的概率出现厄尔尼诺现象，6-8月这一比例将增加至70%，7-9月将增加至80%。而厄尔尼诺现象是东太平洋海水每隔数年就会异常升温的现象，或将会推动全球气温提升。此外，厄尔尼诺现象对全球气温的影响通常在其出现后一年内最为明显，即未来一年气温或有较大概率高于往年。若出现高温极端天气，考虑到水风光等新能源出力可控性较差，电力供需或仍有偏紧风险。（二）兼具度汛及调峰双重促进作用，灵活性扩建或为火电当前发展方向火电就是当前电网调峰关键手段，灵活性较低引致其调峰能力制约。由于“丰煤贫油太太少气”的资源特点，长期以来火电作为基荷电源提振我国电力系统正常运转。当前储能技术尚未完善，储能成本仍存非常大下降空间，正视风光装机的飞速发展，火电将就是电力系统阳入节的主要手段。我国火电机组虽具有容量大的优势，但调节范围非常非常有限且启动时间长，灵活性较低或形成新能源发电的制约。根据中国电力圆桌课题组研究数据，以深度调峰为基准，我国氢铵凝气式机组最重均衡出力通常为额定功率的50%，热电联产机组供热工况下仅为额定功率的80%；而国际一流机组最重均衡出力可以达致额定功率的20%，热电联产机组供热工况下可以达致额定功率的40%。火电灵活性扩建技术较为明朗，火电扩建或为当前发展方向。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运转政策研究》数据说明，截至2019年年底我国在运煤电机组通常最重出力为50%～60%，冬季供热期仅能高至75%～85%，而经过灵活性扩建的试点纯凝机组最小技术出力左右至30%～35%额定容量，部分机组最低可至20%～25%，达致国际一流水平。热电联产机组灵活性扩建手段较为多样，主要通过改进热水冷凝调峰技术，液态电冷凝锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，试点机组在灵活性扩建后最重技术出力可以达致40%～50%额定容量，且能够超过至环保建议。二、网：风光发电问题仍存，电网建设有待快速（一）风光并网规模非常大，而电网投资相对滞后风光的大量并网对电力系统的发电能力明确提出了更高的挑战，一方面源于发电与用电在时间上的相差悬殊。从日内电力平衡角度来看，光伏出力高峰时段在中午，夜间没有出力，因此在早晚用电高峰期间，光伏发电提振能力非常非常有限；而风电主要在傍晚及夜间出力，白天出力相对较太太少。从月度电力平衡角度来看，华北、东北及西北等地用电高峰为夏冬两季，而春夏为风电出力高峰，夏秋为光伏出力高峰，风光出力的季节性虽在一定程度上有所优势互补，但月度电量原产和负荷市场需求仍存不相匹配的问题。另一方面发电问题源于我国产用电的反地域特征。我国发电端的和负荷端在地域原产上亦具有不均衡的特点。西北及西南地区风光和水电资源多样，电力市场需求相对较小，具有一的定的用电裕度；而华北、华东及华南地区用电市场需求非常大，就是用电缺口的主要集中地，因此我国的电力林权总体呈圆形西电东送去的特点。为利用不好我国的风光洁净资源，大力大力推进能源低碳环保转型，2021年至，我国政府明确提出并积极主动大力大力推进风光大基地建设，以沙漠、戈壁和荒漠地区为重点，先后施行了多批风电、光伏基地建设项目目录，其中第1批风光大基地项目总体建设规模为97.05GW，截至2023年1季度已全部动工，部分建成投产。2022年初国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光条叶基地规划布局方案》。该方案以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地区为重点，综合考量矿井塌陷区，规划建设总规模约455GW的大型风电光伏基地，其中"十四五"时期规划总装机约200GW，涵盖外送去150GW、经营性50GW；“十五五"时期规划总装机约255GW，涵盖外送去165GW、本地经营性90GW。风光大基地项目多座落在用电裕度非常大的西部地区，对电力系统的发电能力明确提出更高的建议，尤其就是第2批风光大基地项目规划了315GW的外送规模，强化了电网的外送压力。当前我国总体风光利用率尚可，但部分省份存在明显弃风或弃光问题。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2022年我国风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%，整体的风光利用率虽保持在较高的水平，但诸如内蒙古、青海、甘肃等风电大省仍存在明显的弃风及弃光问题，部分地区风电/光伏利用率仅有90%的水平。随着风光大基地项目的新增装机在未来几年逐渐兑现，上述地区弃风弃光问题或将日益凸显。近些年来电网建设滞后于电源建设，或对风光发电能力形成制约。2019年以来，风光装机市场需求强化助推电源基本建设投资额快速增长，而与新能源发电有关的电网基建投资却有所停滞不前。“十四五”期间，国家电网规划投资2.4万亿元，规划投资0.67万亿元，相较于“十三五”期间电网建设投资同比增长速度约为19%，而“十三五”电网建设投资额相较于“十二五”期间同比增长速度相符30%。相较于风光投资的高增长速度，电网建设投资节奏相对缓慢。（二）电网建设或将快速，特高压及配电网投资有待加强新型电力系统之下，电网建设有待快速。我们表示当前电网投资存以下2条主线：1）加强特高压投资以提高西部地区风光发电外送去能力；2）加强配电网（尤其就是农网）投资改成仁义风光并网发电问题。投资主线1：特高压建设或是解决西北风光发电问题的重要途径。特高压电网就是指交流1000千伏、直流800千伏及以上的电网技术。相较于传统高压传输，特高压电网具有载运容量大、覆盖范围极广、载运距离远、线路损耗低等特性，更能提振跨区电网市场需求加大下的供电压力。“十三五”期间我国特高压直流投资额达致2463亿元，特高压交流投资额相符1000亿元。据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流总投资预计少于3002亿元，新增特高压直流线路1.72万公里，新增特高压交流线路1.26万公里。弥漫风光基地投入使用后清洁能源发电市场需求大幅提高，预计十四五期间我国特高压建设投资将和易持稳定。稳定的特高压建设料助推服务设施产业投资机会。据赛迪顾问整理，特高压直流线路通常由“点对点”单向传输的换流站构成，通过特高压线缆和铁塔顺利完成换流站间载运线路建好不好成立，发电两端产生的交流电可以通过W6阀形成直流电载运，而接收端直流电经逆变器变为交流电。除特高压线缆和铁塔外，特高压工程牵涉到的核心设备基本已同时同时实现独立自主生产，其中W6变压器、W6阀、GIS女团电器设备等在特高压直流核心设备中投资占到至比较高。特高压交流就是由多个变电站点构成，载运线路多为双回路双向传输，和直流线路相同，也就是通过特高压架空线路及铁塔顺利完成变电站点间线路架设。但特高压交流不牵涉到环流，仅仍须变压器升压，特高压交流核心设备中投资占到至比较高的部分为GIS女团电器设备、变大压器和电抗器。在新型电力系统建设过程中，随着西电东送去市场需求的提升，特高压服务设施成立施市场需求或将保持显著。赛迪顾问预测，2025年，中国特高压产业与其助推产业整体投资规模将少于5870亿元，相较于2020年无机增长速度将少于13.2%。投资主线2：加强配电网（尤其就是农网）建设提高风光并网发电问题。配电网所指从电网网或地区发电厂拒绝接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网，由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、阻隔控制器、不克补偿器等设施共同共同组成，在电网中功不可没电能的分配促进作用。随着风光分布式电源大量互连配电网络，系统波动性及低下定性强化，节点电压、电能质量等物理特性将发生一定程度的出现发生改变。尤其就是农村配电网hinet，由旧有放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，一方面区域负荷和风光出力特性不相匹配引致发电困难，导致农村电网仍须提升或新增变大电容量；另一方面分布式电源的大量互连可能将将导致电能质量下降、谐波污染加剧等问题，并影响配电自动化和品轩保护动作可能将将引致电网事故风险。“十四五”期间，我国对农村电网户均配变容量、供电可靠率仅等指标明确提出了更高的建议，变压器的加速或为当前配电网投资的方向之一。另一方面，风光并网发电拨通网横跨压力强化，或对电网智能化转型形成催化剂。分布式电源大量互连配电网络后，电力系统波动及不稳定性强化，节点电压、电能质量及潮流原产的变化助推配电网监测掌控市场需求提升，从而对电网智能化转型形成催化剂。配电网智蔗茅即为对配电网进行各种状态下的监测掌控，利用电力生产及服务过程中产生的大量信息，对电网推行智能化管理，维系电力系统的安全均衡。在配电网智能化建设的过程中，一二次融合装备将改变传统配电网DTU、FTU、TTU等设备的形态和功能。根据国家电网发布的《国家电网智能化规划总报告》，“十三五”末我国电网投资中配电智能化投资占智能化投资比重少于26%，占到至电网总投资比重占到至3.3%，且总体持续上升趋势。“十四五”期间，在电网投资力度强化及风光并网对电网智能化转型催化剂因素的影响下，配电网智蔗茅转型空间宽阔。三、荷：用电市场需求波动加剧，市场需求两端积极响应或等候完善（一）用电两端波动强化，系统灵活性市场需求提升三产/城乡居民生活用电占比持续提升，负荷在时间尺度的波动性或不断扩大。随着经济社会的不断发展，消费及服务业在社会生活中饰演的角色愈加关键，第三产业和城乡位列民生活用电在全社会用电结构的比重逐年提升。相较于工业用电，第三产业及城乡居民生活用电在时间尺度上具有较弱的波动性，一方面夜间用电市场需求较低、早晚高峰用电仍须求明显，这导致日内尺度峰谷低不断扩大；另一方面夏季空调和冬季生火市场需求明显，这导致用电负荷在季节尺度波动性强化。电气化的发展亦可能将将引致负荷“峰值更高”的问题。在碳少于峰碳中和的大力大力推进过程中，我国电气化发展水平不断提高，电能在终端能源消费占比持续不断扩大。电气化的发展在推动能源洁净低碳转型的同时，也可能将将导致用户两端负荷波动加剧这一问题。以电动汽车为基准，作为交通部门关键的电气化手段，电动汽车集中电池时刻为19：00-21：00，这也就是电力系统用电的晚高峰时期，电动汽车渗透率的提升可能将将进一步拉高电力系统用电市场需求的峰值，导致电网负荷波动加剧。负荷波动加剧对电力系统灵活性建议提升，而当前灵活性提升或遭遇机制和资源的双重问题。在机制方面，我国现货市场和辅助服务市场尚未全面铺开，且有关制度及定价机制比较明朗，电力终端用户无法及时根据价格信号调节市场需求，负荷两端的灵活性无法充份发挥作用。在资源方面，我国现有煤电机组调节范围非常非常有限、启动时间长且速率较慢，大规模灵活性扩建尚需时间，而其他储能技术规模较小或仍处于发展的早期阶段，尚无法满足用户大范围调峰调频的市场需求。（二）市场需求积极响应可以调动荷端灵活性，积极响应策略日益多样电网灵活性提升仍须挖掘市场需求两端宽阔的负荷资源。市场需求两端管理将用电负荷作为一种调节器节资源，通过负荷的搬迁或节约，帮助电力系统发电。市场需求两端工业负荷基数非常大，减低电网与工业企业的用电矛盾，将大幅度降低电力系统的调峰压力。而居民负荷由于随机性较强且空间原产过分分散，且缺少完善的实时电价支付机制，可实现的市场需求两端积极响应正数所载相对非常非常有限。市场需求积极响应利用价格或补贴手段引导用电端的参与电力调节。随着电力系统的改革和电力市场化的不断大力大力推进，对市场需求两端资源的调度也从以有序用电居多的行政管理模式，转型为以市场需求积极响应为特征的市场调节机制。依靠经济机制而非强制性手段，市场需求积极响应通过分时电价等价格信号或鞭策补贴，出现发生改变用户固有的习惯用电模式，用户主动顺利完成错峰、避峰，同时同时实现电力系统从“源随荷变大”至“源荷互动”转型。直观来说，就是用户通过主动减少或增加用电负荷，既能获得经济效益，又能提升电网可以再生能源发电水平和电力系统平衡能力。依照用户相同积极响应方式可以将市场需求积极响应分为价格型市场需求积极响应和鞭策型市场需求积极响应。价格型市场需求积极响应主要基于用户的独立自主挑选出。行政部门通过合理制定电价，引导用电端根据动态电价水平调整相同时段电力市场需求，从而同时同时实现电力系统的供需平衡。根据电力市场相同发展阶段，价格型市场需求积极响应可以分为尖峰电价、分时电价和实时电价三类。实时电价建立在高度发展的电力现货市场的基础上，每小时或更短时间内就可以更新一次电价，用户通过安装电价监测与反应设备，对电价调整做出实时反应。由于人工监测的成本过高，实时电价模式的大力大力推进还倚赖人工智能、智能仪表的发展，目前难以充分发挥价格信号的调节作用。分时电价基础上额外尖峰电价就是目前我国应用领域最广为的机制。我国电力市场建设正处于从初级至过渡阶段转型的时期，电价机制仍须考量现实技术可行性和经济再分后理性。尖峰电价根据各地前两年电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段，挑选出一天内几小时或一个月内几天的用电高峰期设置高额电价，指导用户在高峰期减少用电市场需求。分时电价变动的频率低于实时电价，通过将一天24小时按照负荷曲线的高峰低谷分为峰、平、谷三种时段，鼓励用户多用低价谷电、避免高峰高价用电，以达致补峰填谷的目的。鞭策型市场需求积极响应种类多样，用户可以获得轻而易举经济效益。鞭策型市场需求积极响应就是指就是避免电力系统发生紧急状况，电力部门对电力用户负荷进行轻而易举或间接的掌控，并对参与积极响应的用户给予可观的补偿，主要涵盖轻而易举负荷掌控、可以中断负荷掌控、应急市场需求积极响应、市场需求两端竞价等。参与鞭策型市场需求积极响应的用户仍须同电力部门签订系统高峰时期协同调整负荷的合约，并在其中明确参与积极响应的用户增加的负荷与经济鞭策之间的定量公式，以及用户没有分摊合约中适度调峰义务对项目推行的赔偿等。在传统市场需求两端管理的基础上，交互式电厂及微电网的发展或可实现市场需求两端灵活性的有效率掘出挖。交互式电厂可以资源整合相同空间的分布式电源、储能电池和电动汽车等资源，进行统一管理和调度，为系统提供更多更多调峰及发电等功能。以电动汽车车网协同技术为基准，电动汽车兼具充放电特性，具有调节负荷及储能的创造力。电动汽车车网协同发展涵盖有序电池和车网互动两种模式。在有序电池时，电动汽车在负荷低谷时段电池，功不可没扁平负荷波动的促进作用；在车网互动时，电动汽车可以在峰时振动、谷时电池，功不可没储能的促进作用。微电网就是所指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、有关负荷和监控、保护装置汇集而变为的小型刊发配电系统。在正常运转时，微电网可以提高系统灵活性；在出现问题时，微电网能以供电的方式提升系统的抗风险能力。并网后，微电网可以作为小型智能电荷快速积极响应，为电力系统提供更多更多短时间内的灵活性。四、储：储能调节手段多样，长期发展前景宽阔储能即为为能量的存储，按照能量的转型机制相同，可以分为机械储能(抽水机蓄能、压缩空气储能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等)和电磁储能(超级电容器、超导储能)。各类储能技术具有相同的性能特点。综合来看，抽水机蓄能就是目前应用领域最为明朗的储能技术，具有规模大、寿命长、安全性高、经济性明显的优势；电化学储能已步入商业化阶段，发展速度快，反应有效率；压缩空气虽然技术明朗，但转至换效率高；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的发展潜力。现阶段来看，抽水机蓄能和电化学储能就是电源两端储能的主要路径。抽水机蓄能就是以水为储能介质的储能技术，通过电能与势能的相互转型，同时同时实现电能的储存。抽水机蓄能电站主要就是利用电力系统紧缺的电力将水从地势低的之下水库抽到地势高的上水库储存，在电力系统电力严重不足时抽水机流向至下水库推动水轮机发电机发电。抽水机蓄能电东站具有技术明朗、寿命长、规模大、怠速快速的优势，就是当前应用领域最为广为的储能技术。同时，抽水机蓄能也存一定严重不足：1）电站选址难，抽水机蓄能电站建议上下水库的距离较将近，且存一定的高度低，十分依赖地理条件。2）建设周期短，初期投资大，投资投资投资回报周期通在常30年以上。电化学储能以化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在仍须的时候，再通过化学反应将化学能转换为电能使用。当前比较常用的电化学储能技术存锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池，锂离子电池就是目前电化学储能最可行的技术路线。锂离子电池能量密度相对较低、续航能力强，尤其就是磷酸铁锂离子电池整体整体表现更为著重，二者较于效率高的液流电池，优势明显；锂离子电池循环寿命长，就是铅酸电池平均值使用寿命的三倍以上；锂离子电池工作温度范围宽，较环境温度建议高的液流电池更适宜相同环境的储能场景。此外，锂离子电池洁净无污染，不含铅、汞等有害物质，无法引致环境污烫。综合来看，锂离子电池较之其他电化学储能技术整体整体表现更好，更适宜在相同储能场景的大规模应用领域。从总收入端的来看，储能的盈利模式尚不明朗。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，比如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电价差套利等。在总收入不明确的背景下，成本变成促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也变成了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端的来看，我们可以利用平准化度电成本（LCOE）去来来衡量储能电站的经济成本。储能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同同意。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。依据《基于全系列寿命周期成本的储能成本分析》中的测算，假设以目前较为明朗的抽水机蓄能电站为基准，储能装机按1200MW，储能时长按6小时；排序中电池使用寿命按储能挂电深度80%情况下，一年循环300次，液流电池循环次数12000次，以20年排序。我们可以利用各种储能电站参数和成本数据测算赢得抽水机蓄能及电化学储能电站在相同利用小时数下的年发电量和度电成本。抽水机蓄能经济性最优，其次就是锂电子电池。抽水机蓄能度电成本显著低于电化学储能度电成本，其中电化学储能技术中，锂离子电池、液流电池、钠硫电池、铅酸电池度电成本依次快速增长。若电站储能利用小时数同时同时实现1000h，抽水机蓄能电站度电成本仅仍须0.93元/kWh，严重不足锂离子电池度电成本的一半。随着利用小时数的提高，电化学储能降本空间非常小。总体来看，抽水机蓄能电站的经济性优势著重，当前在储能市场装机占比最高。技术和利用小时数的提高料大力大力推进电化学储能同时同时实现经济效益，锂电子电池将就是接棒抽水机蓄能电站的有力候补。政策共振技术驱动，电化学储能料迎接快速增长。2021年7月，国家发改委和国家能源局发布《关于大力大力推进推动新型储能发展的指导意见》，意见明确指出至2025年国内新型储能装机总规模少于30GW以上。据CNESA数据，截至2022年底，全国未有24个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计64.85GW；10个省市先后发布了新型储能之侧范项目目录，规模总计22.2GW，大部分项目将在1-2年内完工并网。此外，2021年10月，国家能源局发布《电化学储能电站并网调度协议（示范点文本）（草案稿）》，电化学储能或将列为输配电价，价格机制的厘清将为电化学储能的发展提供更多更多有力提振。与此同时，电化学储能的内生技术驱动将阻断电池的降本增效空间，进而推动电化学储能装机的规模性快速增长。据CNESA全球储能项目库的无法完全统计数据，截至2022年底，中国已投运电力储能项目总计装机规模少于59.8GW，其中新型储能总计装机规模达致13.1GW，功率规模年增长率少于128%。此外，CNESA预测即使在保守情况下，未来5年我国新型储能总计投运装机规模无机增长速度可以少于49.30%，在理想情况下增长速度可以达致60.29%。五、电力系统远景该如何描绘？关于电力系统未来发展远景，我国将持续深化全国统一电力市场体系建设，提升电力系则为丛藓科扭口藓稳定性和调节互济能力。同时，风光的大规模并网将导致发电问题和系统裕度问题更加凸显，现货市场及辅助服务市场仍须持续完善以提高系统灵活性，容量市场亦有待加强以保障系统充裕度。随着越来越多的手段被应用领域在系统灵活性的调节过程中，电力系统的参与主体将更加多样，我国应建立合理的市场机制推动多市场主体的协同优势互补、紧密全线贯通。此外，电力价格机制有待厘清，蓝电、绿证等清洁能源市场化机制有待完善，以更好提振电力系统绿色、低碳转型发展。1、深化建设全国统一电力市场体系2021年，中央全面深化改革委员会第二十二次会议投票表决通过了《关于大力大力推进建设全国统一电力市场体系的指导意见》。此后，国家能源局多次提及建设全国统一电力市场体系的目标。全国统一电力市场体系就是所指在时间和空间层面，建立全系列周期全面全面覆盖、多时序运营的跨省跨区、省（市、区）和区域紧密配合、有序全线贯通、规范运转、协调发展、高效率运作的市场体系，同时同时实现统一市场框架、统一核心规则、统一运营平台、统一服务标准。全国统一电力市场体系或仍须完善省/区域电力市场建设并强化跨省跨区电力市场建设。当前省/区域电力市场有关体系制度仍存完善空间，跨省跨区电力市场交易规模占到至比较小，有关市场壁垒一定程度制约新能源发电的发电。在省/区域电力市场建设层面，一方面必须充分发挥中长期“压舱石”促进作用，积极主动引导市场主体足额、高比例签订中长期合约，另一方面必须不断扩大现货市场范围，将市场需求两端积极响应、交互式电厂等列为电力市场主体。同时必须发推喊叫能量市场和辅助服务市场、容量市场等全线贯通，省/区域市场和横贯省区市场全线贯通等。在横贯省跨区电力市场建设层面，一方面仍须建立清洁能源横贯省区优先发电机制，不断扩大市场化缴纳极容易规模，另一方面必须完善跨省跨区电力市场有关机制，比如积极开展中长期交易分后时段电力曲线交易，缩短交易周期，增加交易频次，优化分配电网地下通道资源，建立横贯省区辅助服务共享资源机制或交易机制等。2、辅助服务及容量市场有关机制或进一步完善风光的大规模装机平添的发电问题建议电力系统具备更高的灵活性，辅助服务市场就是提高系统灵活性的关键手段，容量市场就是在风光不稳定性的背景下供电裕度的关键保证。辅助服务本质就是为电力系统提供更多更多灵活性，当前发展方向就是品种技术创新和费用分摊机制厘清。当前我国主要辅助服务品种涵盖调频和水泵，调频指电力系统频率偏转目标频率时，并网主体通过变频系统、自动功率掌控等方式调整军功出力减少频率偏差提供更多更多的服务；备用则就是针对系统出力的波动性，利用水泵的THF1机组保障系统短期供电充裕性。我们知道为随着新能源装机的提升，系统转动惯量水平或存下降的趋势，我国可以积极探索转动惯量、有效率爬坡等新型辅助服务交易品种。其次，我们表示辅助服务费用分摊机制有待进一步完善，理想的机制或仍须引导辅助服务费用向用户两端劝阻。当前部分地区辅助服务市场仍就是发电两端的零和角力，卖方通过竞价提供更多更多服务，部分机组赢得补偿，部分机组分摊成本。辅助服务本质就是调节负荷波动性对系统引致的制约，本该向用户两端劝阻。容量市场的本质就是保证电力系统的长期充裕性，有效率的机制应满足用户传统机组对收益的合理预期。长期来看，新能源装机的大幅提高或对传统机组形成量及收益率上的双重冲击。一方面，用电市场需求或被比重越来越低的新能源机组满足用户；另一方面，新能源发电的边际成本较低，能量市场价格存下降趋势，传统机组边际成本相对较低，新能源大量装机可以能导致传统机组收益率大幅大幅下滑。而诸如火电之类传统机组可控性较低，当前阶段对保持系则为丛藓科扭口藓裕度必不可少，因此有效率的容量补偿及容量市场机制就是促进传统机组投资，维持系统裕度的有效率手段。当前我国容量补偿机制尚未完全铺展，仅在山东、云南等少数省份运行，运转方式通常为自用户两端交纳一定容量电费，按月综合考量发电机组类型、投产年增加一倍、需以状态等因素，给予各类机组容量补偿。未来容量补偿机制或全面关上，以使杂记为丛藓科扭口藓机组在容量市场获得适度的公允收益，同时应以市场化机制评估负荷两端有效率容量，阳入节容量价格，引导发电企业投资及运营。3、电力系统参与主体或更加多元化储能、交互式电厂等灵活性资源或更多参与电力市场交易。风光装机的快速增长将导致系统波动性强化，电力系统对储能、交互式电厂等灵活性资源的建议也将随之提升。同时，随着成本