电力现货市场加速推进，储能盈利模式有望走向清晰

本周专题： 11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，本周我们从电力市场建设、火电、新能源、储能等方面解读该文件。 核心观点： 政策频出，电力现货市场建设有望加速 11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。该文件就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量、市场结算、信用管理、信息披露、风险防控、市场监管、市场干预、争议处理等进行了规定。 此文件在国家层面明确了现货市场建设的细节，有助于非一二批现货试点省市加快现货市场建设，同时也为未来统一电力市场的建设奠定了一定基础。 现货市场反映电力供需，火电平均电价或将提高 火电作为基荷能源，在现货市场推进中平均电价有望进一步提升。供给侧，近年来我国新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，但其出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。需求侧，经济增长下电力需求刚性增长。综合来看，未来全国电力供应保障压力仍然较大。因而，我们预计未来火电基荷能源价值有望进一步凸显，同时在现货市场持续推进中其平均电价有望进一步提升。 储能盈利模式有望走向清晰，新能源配储困境或将缓解 当前独立（共享）储能电站仍处于起步阶段，各地区及项目运营模式与价格机制存在明显差异。根据我们的测算，相比于调峰补偿模式，电力现货市场下独立储能电站项目盈利能力明显改善，初步具备投资价值。本次文件明确提及现货市场与调峰辅助服务市场融合、推动储能等新兴市场主体参与交易、探索建立市场化容量补偿机制等内容，我们认为，在政策推动下，山东等地独立储能的商业模式或将得到推广及应用，独立储能电站有望以其“一站多用”的优秀机制在多地快速发展。 本次《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》的发布有望带动现货市场加快建设，同时也提出了加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。因而，我们认为，新能源项目所配储能的盈利模式有望走向清晰，从而缓解目前成本、质量、利用率的困境。除储能以外，发电功率预测可助力新能源电力实现“可看见、可预测、可调控”，从而稳定新能源在电力市场中的收益。 投资建议：现货市场建设加速推进下，储能盈利模式有望走向清晰，或将带动储能快速发展。标的方面，上游设备建造厂商建议关注【东方电气】【上海电气】【哈尔滨电气】【陕鼓动力】【南网科技】（计算机与电新团队联合覆盖）等，中下游投资运营厂商建议关注【南网储能】【三峡能源】等。现货市场反映电力供需，火电平均电价或将提高。广东今年的月度交易成交均价基本保持高比例上浮，我们预计，广东2023年年度长协电价较2022年有望提高，并有望带动区域内火电公司盈利能力修复。具体标的方面，建议关注【宝新能源】【粤电力】【上海电力】【华能国际】【浙能电力】【国电电力】【华电国际】。新能源发电预测及虚拟电厂标的方面，建议关注【国能日新】（与计算机团队联合覆盖）。 风险提示：政策推进不及预期、用电需求不及预期、电价下调的风险、煤炭价格波动的风险、疫情超预期反弹、储能电站收益渠道拓展不及预期、现货市场下电费价差不及预期、测算假设存在误差等 1.电力现货市场加速推进，储能盈利模式有望走向清晰 11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，本周我们从电力市场建设、火电、新能源、储能等方面解读该文件。 1.1.政策频出，电力现货市场建设有望加速 省内方面：部分省级电力现货市场开展试点建设。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货试点，组织推动电力现货市场建设工作；2021年4月，《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点；同时引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。 2022年上半年，国家发改委、国家能源局曾下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，指出，第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行；其他地区尽快开展现货市场建设工作，原则上要在2022年一季度上报现货市场建设方案。截至11月下旬，首批八个试点地区大部分已进入长周期连续运行阶段，第二批六个电力现货试点上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行。 表1：我国电力现货市场交易进展情况梳理 省间方面：2017年8月，国家电网有限公司根据《国家能源局关于同意印发〈跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）〉的复函》要求，正式启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易，主要开展送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内跨区域现货交易。2021年11月1日，国家发改委、国家能源局发布《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》，同意由国家电力调度中心会同北京电力交易中心有限公司按照《省间电力现货交易规则》积极稳妥推进省间电力现货交易。2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》。 图1：我国电力市场体系建设进程 11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。同时，该文件就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量、市场结算、信用管理、信息披露、风险防控、市场监管、市场干预、争议处理等方面进行了规定。此文件在国家层面明确了现货市场建设的细节，有助于非一二批现货试点省市加快现货市场建设，同时也为未来统一电力市场的建设奠定了一定基础。 表2：《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》建设主要任务 1.2.现货市场反映电力供需，火电平均电价或将提高 火电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，对保障供电可靠性具有重要意义。风光发电受地域环境限制较大。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。据中电联数据，2021年全年全国6000千瓦及以上电厂利用小时数，火电的利用小时数高达4448小时，而同期风电为2232小时，光伏为1281小时，远低于火电的利用小时数。 图2：典型日光伏出力曲线 图3：典型日风电出力曲线 电力现货市场开展日前、日内和实时电能量交易，浮动范围较中长期交易更大，成交电价更能反映电力供需关系。以广东省为例，现货市场方面，今年1-6月每日的现货日前均价最高811厘/千瓦时，最低69厘/千瓦时；每日的现货实时均价最高939厘/千瓦时，最低48厘/千瓦时；中长期市场方面，基准价为0.463元/千瓦时，上下浮动20%对应成交电价上下限分别为0.554元/千瓦时、0.372元/千瓦时。 图4：广东2022年1-6月发电侧现货价格水平 火电作为基荷能源，在现货市场推进中平均电价有望进一步提升。供给侧，近年来我国新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，但其出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。需求侧，经济增长下电力需求刚性增长。综合来看，未来全国电力供应保障压力仍然较大。根据电规总院，结合当前电源、电网工程、投产进度，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需紧张；2023年、2024年电力供需紧张地区将分别增加至6个和7个。因而，我们预计未来火电基荷能源价值有望进一步凸显，同时在现货市场持续推进中其平均电价有望进一步提升。 图5：2022-2024年全国电力供需形势预测 1.3.储能盈利模式有望走向清晰，新能源配储困境或将缓解 1.3.1.电力现货市场&容量补偿推进下，独立储能投资价值有望进一步提升 当前独立（共享）储能电站仍处于起步阶段，各地区及项目运营模式与价格机制存在明显差异。根据6月18日所发报告《新型电力系统深度研究3——全场景下电化学储能电站收益测算》中以三峡能源庆云储能示范项目（一期100MW/200MWh）为参考的测算。 若综合考虑调峰补偿收益与容量租赁收益，对项目收益率进行测算，根据电力革新社数据，当前山东独立储能电站租赁费用约为300元/kw·年，经测算项目全投资IRR为3.24%，资本IRR为0.58%，全投资回收期为8.28年，资本金回收期为9.88年，该模式下独立储能电站初步具备投资价值。 目前山东省电力现货市场建设走在前列，并积极推动独立储能电站参与现货交易。截至2022年2月25日，三峡能源庆云储能示范项目已完成山东电力交易中心的注册，并通过公示，正式进入现货市场。在现货市场交易模式下，项目套利空间拉大，对其收益水平进行测算，项目全投资IRR为4.00%，资本金IRR为2.57%，全投资回收期为7.95年，资本金回收期为9.47年。可以看出，相比于调峰补偿模式，电力现货市场下独立储能电站项目盈利能力明显改善，初步具备投资价值。 表3：不同模式下独立储能电站收益水平对比 本次文件明确提及，（1）做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导；（2）推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；（3）各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。我们认为，在政策推动下，山东等地独立储能的商业模式或将得到推广及应用，独立储能电站有望以其“一站多用”的优秀机制在多地快速发展。 1.3.2.新能源配储困境或将缓解，功率预测助力新能源稳定收益 多个省（区）的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。 配储要求背后，发电侧自建储能面临利用率低、成本高却缺乏疏导渠道等诸多问题。一方面，仅将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，难以确保储能的建设质量；另一方面，由于受到配储容量与时长限制，其对电源侧企业本身的消纳问题作用较为有限，因此企业在实际运行过程中可能会选择更低成本的解决方案，如在部分时段弃电等。据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况；新能源配储平均等效利用系数仅为6.1%。 图6：中电联《新能源配储能运行情况调研报告》中各类储能等效利用系数 本次《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》的发布有望带动现货市场加快建设，同时也提出了加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。因而，我们认为，新能源项目所配储能的盈利模式有望走向清晰，从而缓解目前成本、质量、利用率的困境。 除储能以外，发电功率预测可助力新能源电力实现“可看见、可预测、可调控”，从而稳定新能源在电力市场中的收益。新能源发电功率预测基于气象背景场数据进行降尺度处理后，结合电站当地气象数据的监测，对电站发电功率进行预测并向电网调度进行报送。电网端可实现量化新能源发电规模、可视化新能源发电曲线，并据此作出及时、合理的发电规划，实现发电端和用电端的实时平衡，维持电网稳定。 图7：新能源发电功率预测服务示意图（国能日新） 1.4.投资建议 现货市场建设加速推进下，储能盈利模式有望走向清晰，或将带动储能快速发展。标的方面，上游设备建造厂商建议关注【东方电气】【上海电气】【哈尔滨电气】【陕鼓动力】【南网科技】（计算机与电新团队联合覆盖）等，中下游投资运营