火电行业研究及投资手册：均值回归之路，曲折中前进(10)

月长协：月度交易价格，在上月末进行下月交易，定价逻辑在年长协电价的 基础上加大考虑电力供需关系的权重，调价周期较快。
现货：企业、用户、电网三方所开展的日前报价交易，在部分电力市场化程 度较高的省份（如广东、山西、山东等地）已大范围推广，虽占比仍较低但 其量价弹性巨大，确定方式均随行就市，受电力供需关系影响较大。
3.3、容量电价或为辅助服务补偿最优解
灵活性改造或辅助服务相关政策频出，赋予火电第二收入路径。在清洁电源发 展加速的背景下，火电作为灵活性电源与基荷电源将更大比例地承担调峰调频等 辅助服务职责；而仅通过发电侧单边承担辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求。2021 年 12 月，能源局发布《电力并网运行管理规定》、 《电力辅助服务管理办法》，提出完善用户分担共享新机制，按照“谁受益、谁承 担”的原则，进一步完善服务考核补偿。2022 年，我国电力辅助服务已实现 6 大 区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成；煤电企业 通过辅助服务获取补偿收益约 320 亿元。

4、火电三因子之用电负荷

4.1、国内电力负荷特征：电量季节性偏紧，尖峰负荷提升
从用电结构上，国内用电负荷于年内大体呈现“低-高-低-高”趋势分布，季度用 电差异主要由二产用电量决定。若按照总用电量多寡对各季度进行排序，序列通 常为“三四二一”，核心因素在于国内二产用电量季度性变化通常为逐季度升高， 且二产用电量占比大幅高于其他产业用电量；而三产、居民用电则于三季度达到 用电峰值，故全社会用电量通常于三季度登顶。因此各电网用电负荷最大值通常 于 7、8 月的夏季时段出现，9、10 月出现环比回落，至年末冬季用电负荷再度提 升。受高温天气影响，2022 年 8 月我国最高用电负荷提升至 1290GW，同比增加 157GW。