本文来自格隆汇专栏：国泰君安证券研究，作者：国君环保团队
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，三大目标的协同一直是“不可能三角”难题。
德国电力系统初步完成了高比例新能源消纳+维持电网运行灵活稳定+电力市场化定价的目标，在一定程度上符合我国电力“不可能三角”的解题方向。我们以德国为鉴，分析其电力市场化模式以及电网调峰调频机制，用以展望国内电力系统输配侧发展的可能趋势。
7月28日的政治局会议中也提出要求：“要提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系”。总结来说，国内电力系统面临的是：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。在“保供+消纳”重压之下，建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势，按照德国经验，我们认为：
1）国内会加速完善电力系统的市场化调峰调频资源配置和定价，山西省的电力现货交易经验有望加速向全国推广；
2）市场化定价可以落实调峰调频成本传导，彻底释放火电灵活性改造、储能等项目的投资意愿，并反过来提升电网系统的稳定性；
3）电力现货交易市场将创造电价形成和博弈需求，电力交易辅助服务市场空间巨大。
导读
我们剖析德国可以兼顾新能源消纳同时保障电网稳定运行的核心原因，认为中国以市场化手段核心的新型电力系统建设还将提速，火电灵活性改造+储能需求将加速释放。
摘要
投资建议：以德国为鉴，我国也将加速建设以市场化资源调配为核心的新型电力系统，带动火电灵活性改造+储能市场快速释放。
参照德国电力市场的发展路径，我们推荐：1）火电宽负荷改造将带来火电低温烟气治理设备的更新需求。推荐具备低温烟气脱硝技术的青达环保、龙净环保。2）储能具有响应时间短、调节速率快的特点，可协助火电厂进行联合调峰调频。推荐引入重力储能技术并已开展示范性项目的中国天楹；3）山西省的电力现货交易经验有望加速向全国推广，电力现货市场辅助交易需求将会显现，受益标的为国能日新等。
剖析德国电力系统：以市场化手段配置调峰、调频资源，实现兼顾新能源消纳的同时保证电网稳定。
2020年德国风、光发电量占比提升至51%，高波动性的可再生能源已经成为德国发电侧基荷&腰荷的主要出力。为实现消纳新能源出力同时保证电网运行稳定性，德国建设了：①电力现货和衍生品交易市场（电能量市场），以匹配电能量供求关系，并兼顾调峰；②电力辅助服务市场，通过交易调频、备用、黑启动等辅助服务资源，保障电网安稳运行。这样的市场化调节手段之下，宽负荷火电的调峰、调频成本以及大型电化学储能的运行成本可以通过使用者付费的方式实现消化，实现了兼顾新能源消纳的同时保证电网稳定的目标。
中国新型电力系统将理顺市场化手段配置调峰调频资源及价格，火电灵活性改造+储能的市场规模以及释放速度将超预期。
我国清洁能源转型，一方面要求电源端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风光新能源消纳能力并维持电网稳定。在“保供+消纳”矛盾之下，效仿德国建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势。我们认为，在完善电力现货交易制度和电力辅助服务制度之后，市场化的调节手段将推动火电灵活性改造和储能的投资、运营意愿被彻底释放，其市场规模以及释放速度有望超预期。
电力现货市场开始连续交易，成功经验催化新型电力系统建设提速。
从电力现货市场看，我国已开启两轮试点，涉及山西、山东、福建、广东等近20个省份；从电力辅助服务市场看，也实现了各区域、省级辅助服务市场全覆盖。国内山西电力现货交易市场已经初步搭建起了“中长期+现货+辅助服务”的交易体系，并实现不间断运行，期间降低发电受阻容量约50%，“山西模式”向全国推广，将带来国内电力现货以及辅助服务市场建设的进一步加速。
风险提示
新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、技术迭代的风险、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.德国电力系统：以市场化手段实现电力供需匹配&调峰调频
德国通过一系列改革不断完善电力市场化机制，基本实现了电力系统稳定运行同时消纳新能源出力的目标。德国于2000年出台《可再生能源法案（EEG）》，开启电力结构低碳转型。截至2020年，德国风光发电量已达到51%，可再生能源逐步替代传统火电厂成为发电主体。为消纳高比例的风光出力，提升电力系统灵活性，德国通过完善电力现货及衍生品市场与辅助服务市场建设，以市场机制为导向，提升电力系统的稳定运行能力。
1.1.德国电力现货及衍生品交易市场与电力辅助服务市场并行
德国风光发电源出力不断提升，电网稳定运营难度陡增。
德国于2000年出台《可再生能源法案（EEG）》，开启电力结构低碳转型。根据德国能源署（DENA），2014至2020年间，德国新能源发电装机提升，风光发电量占总发电量的比例由21%增长至51%。风电、光伏等高波动性可再生能源已经成为德国发电侧构成基荷&腰荷的主要出力。出力具有随机性、间歇性，输出功率的不确定性易造成与需求负荷功率的偏差，因此德国电力系统稳定运行的难度加大。
德国完善电能量以及辅助服务市场机制，提升电力系统灵活性。
1）电力市场根据交易标的可以分为电力现货及衍生品交易市场（也称电能量市场）以及电力辅助服务市场。电力现货交易市场负责匹配电能量供求关系，优化发用电资源配置，也兼顾调峰。电力辅助服务市场通过交易调频、备用、黑启动等辅助服务资源，保障电力系统瞬时平衡、电网安全稳定运行。
2）德国通过电力现货交易市场与电力辅助服务市场并行的方式，引导电源侧、用户侧以及电网侧共同参与电力系统运行，提升电力系统灵活调整负荷的能力。因此德国的电力系统灵活调节能力领先于欧洲其他国家。
电源侧：火电厂灵活性改造、生物质和沼气发电厂改造、抽水蓄能、电化学储能、电力多元转换（Power-to-X），保证快速启停并且可以低负荷出力。
用户侧：通过价格或者合约对用电负荷进行管理，在工业、商业、以及居民需求端将电力消费量转移至可再生能源发电量较高的时段或负荷较低的时间段。
输配侧：提升风光出力预测的准确性、用于平衡电网过载的二次调度、跨境电力交易等。
德国电力系统的市场程度已经达到较高水平。
1）电力现货交易市场方面，根据DENA，2018年德国近一半输送的电力通过市场交易达成，其中可再生能源交易量达到150TWh（太瓦时），占可再生能源发电总量的三分之二。
2）电力辅助服务市场方面，输电系统运营商为辅助服务购买方，通过辅助服务市场平台进行招标，并将成本转嫁至终端用户。根据DENA，2019年德国辅助服务总成本达到20.43亿欧元。
1.2.德国电力现货及衍生品交易：充分利用市场化手段释放调峰资源
德国为欧洲电力市场改革先驱，首批开启区域性灵活性调节市场试点。
根据欧洲电力交易所（EPEX），德国是欧洲电力交易所参与交易的欧洲国家中，最先实行日内提前15分钟合同/竞价，以及日内提前30分钟合同的国家。2019年，EPEX现货市场在德国开始首个地方灵活性市场试点，通过特定市场满足电网对灵活性的需求，保障新能源发电侧可以实现高比例上网。
经过一系列改革，德国电力现货及衍生品交易市场已具备丰富的产品种类以及灵活的交易机制，可以保证电力系统中电量平衡。
交易标的：电力现货及衍生品交易市场标的物为电能量，电源侧、用户侧、售电公司均需要预测其日发电或用电曲线，并根据出力或功率曲线进行交易，并将交易情况反馈至输电系统运营商。
交易产品：分为电力现货以及期货和远期衍生品。
交易时序：现货及衍生品市场以日前与日内市场为主，日内市场最小发电时长为15分钟，交付期最短间隔可达到5分钟。衍生品市场根据中长期合同，以月或者年为单位确定交付期。
交易模式：可通过双边交易、场外交易以及交易所参与。
电力现货交易市场机制完善，促进交易流动性提升，充分利用市场化机制发掘调峰资源。
德国电网阻塞断面较少、适应性较强，电力交易市场可以按照较小区块独立运行。经过与EPEX的改革完善，已形成日前预测日发、用电曲线以及日前、日间交易调节偏差的机制。德国电力市场流动性较高，用价格机制鼓励灵活性调峰电源参与市场交易，调节日内实际出力偏差，保证电网稳定运行。
德国零售电价位于欧洲前列，市场化电价鼓励灵活性电源参与获得调峰收益。
批发与零售电价均包含供电费以及电网服务费，因此灵活性电源因提供调峰服务提升的成本可向终端电价进行传导，电价市场化水平较高。根据Eurostat，2021年德国平均零售电价为0.32欧元/千瓦时，仅次于丹麦为欧洲第二高零售电价。较高的电价以及市场化定价机制进一步鼓励灵活性电源参与电能量市场，获得调峰收益。
1.3.德国电力辅助服务市场：调频为核心的辅助服务需求
德国输配侧运营商通过双边合同或者市场招标方式，吸引电源侧以及用户侧一起提供电力辅助服务。
1）德国电力辅助服务的主要使用者为输电运营商，当电网系统产生不平衡时，辅助服务可维持电网内频率、电压技术值在合理范围，也可提供电网修复服务。2）德国以市场化手段，推动电力系统全周期参与调频，电源侧以及用户侧均可参与并提供辅助服务。输电运营商通过招标的方式采购辅助服务或者在合同中约束电源侧提供强制性辅助服务。
德国电力辅助服务内容可分为：
调频：输电运营商负责维持电力供需平衡、电网稳定运行，通过竞拍分配调频服务，主要产品为一次、二次和三次调频。
调压：输电以及配电运营商负责将电网电压维持在指定区间，主要通过二次调度、变压器、无功功率补偿设备等。
运营管理：电网运营商通过电网分析监测、灵活性规划、启动备用电厂等方式，保证电网安全运行，发电以及电负荷稳定。
电网修复：输电以及配电运营商在遇到大规模供电中断时，应在短时间内快速修复供电，主要采取黑启动、局部电网独立运行等措施。
上述德国电力辅助服务市场当中，调频是最核心的辅助需求。
据DENA数据，2019年德国总调频成本达到2.86亿欧元，约占辅助服务总成本的14%。输电运营商通过招标分配的产品优先级将调频备用服务分为以下三类，通过一次调频与二次调频进行快速平衡，保持电网频率稳定，如发生供电中断将启动三次调频。一次调频以边际出清价格对中标容量结算，二次与三次调频根据中标容量以及对应容量的电量补偿结算辅助服务费用。
一次调频（FCR）：可提供正向以及负向调频，自动响应时间为5秒。提供一次调频的发电方应确保在30秒内完全启动，避免频率偏差超出可控范围。
二次调频（aFRR）：负责将频率恢复并维持在电网设定值50 Hz，恢复电力平衡。完全启动二次调频后，可替代一次调频。
三次调频（mFRR）：供电中断时，由工作人员依据情况决定是否启动三次调频。完全启动后，可替代二次调频。
德国通过缩短调频服务招标周期、降低最低竞标容量，鼓励多主体参与调频辅助服务市场。
自2020年7月起，德国三种调频备用服务招标周期单位由以周缩短至以日计量。同时，德国经过改革将调频备用容量的服务缩小至以4个小时为单位，最低竞标容量降至1MW。创新的市场机制鼓励多主体进行参与，如生物质发电、水电、屋顶光伏可通过虚拟电厂运营商提供调频服务。（《虚拟电厂参与调峰调频服务的市场机制与国外经验借鉴》）
1.4.灵活性火电以及储能是德国电力辅助服务市场参与主体
火电厂是德国最主要的调峰调频措施之一，未来仍有进一步提升灵活性改造比例的空间。
1）根据德国能源署，由于德国境内储能等技术路线尚未广泛应用，火电厂仍为德国目前最主要的电力现货交易市场以及调频辅助服务市场参与者，可以提供调峰资源以及调频备用服务。
2）火电厂最低负荷越低、启动时间越短、爬坡率越高，则表明灵活性越强。德国目前的新建的无烟煤发电厂最低负荷已达到25%，未来经改造后最低负荷可进一步降低至20%，技术优势领先。
德国通过电力市场机制弥补火电厂灵活性改造增加的运维成本。灵活性改造成本较高，根据中电联统计，煤电灵活性改造成本为500至1500元/千瓦调峰容量。经改造后的火电厂长期低负荷以及快速变负荷使得机组运行在原标准工况之外，对设备的使用效率和寿命有一定的影响，并会增加相应的运营维护成本。
Agora Energiewende研究表明，德国经灵活性改造的燃煤电厂发电成本为100~500欧元/千瓦。由于电力市场调峰以及调频服务费用已包含在零售终端电价中，德国火电厂通过电力市场交易在弥补提供灵活性措施而提升的运维成本的基础上，也可以获得收益，改造意愿充足。
从德国储能端来看，目前一次调频服务主要由大型电化学储能项目提供，抽水蓄能主要用作调峰资源。
抽水蓄能为德国主要的储能形式之一。根据DENA，截至2018年，抽水蓄能装机占储能总装机容量81%。由于抽水蓄能电厂从停机状态到满负荷状态所用的启动时间较长，因此主要用作调峰资源，少数具备条件的情况下也可提供调频备用服务。
德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。德国大型电化学储能的装机规模仅次于抽水蓄能，可提供调峰以及一次调频服务。由于大型电化学储能项目出力灵活性强，频繁启动和高爬坡率无需额外增加成本，因此其一次调频成本低于宽负荷火电、抽水蓄能，目前德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。
德国高比例新能源装机，推动电力市场交易需求以及辅助服务需求释放，火、储结合将是辅助服务的主要趋势。
德国通过健全的电力交易市场以及辅助服务市场机制，通过使用者付费的模式，提升调峰以及辅助服务供给。目前，火电与储能为调峰调频的主要资源。由于火电机组调频将频繁改变工况，缩短使用寿命，因此德国开始探索火电机组与储能联合参与调频的模式，Steag公司锂离子电池与热电机组燃煤电厂联合调频示范项目已投运。
根据Navigant预测，2028年德国大型电化学储能项目总装机容量将较2019年增长11倍，达到5000兆瓦。随着德国大型电池装机量提升，以及新增火电机组装机量收窄，我们认为，火、储结合将是德国辅助服务的主要趋势。
