电力现货加速推进，谁将受益？

本周专题： 国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力现货市场基本规则》（发改能源规〔2023〕1217号），这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则。本周我们将梳理电力现货推进下的受益板块。 核心观点 电力现货再迎重大政策利好，2023年多省电力现货建设取得新进展 首部国家层面电力现货政策正式出台，立足于归纳并规范表述各电力现货试点现行做法，鼓励各试点基于市场经济原理持续优化改善现行市场机制。除前两批省级电力现货试点市场外，2023年多省电力现货市场建设取得新进展，宁夏、江西、湖南、陕西、重庆等地开展首次调电试运行，河北南部电网完成电力现货市场多次模拟试运行。 首批试点长周期运行之下，电力现货价格如何？ 伴随2022年6月蒙西进入电力现货连续结算试运行阶段，截至目前首批电力现货试点省份已连续运行超过两年。我们选取广东、山西、山东、甘肃、蒙西进行分析：①各试点区域电力现货价格，较当地燃煤基准价的差额差别较大，其中蒙西电力现货价格溢价最高、广东电力现货价格较燃煤基准价下浮较多；②新能源在现货市场收益折价：山西、山东、甘肃、蒙西新能源现货年均价较同期电力现货综合均价下浮50-200元/兆瓦时。 电力现货加速推进，建议关注火电、功率预测、储能板块 一、火电：在现货市场高价时多发、低价时少发，现货结算价格溢价显著。 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，在电力现货交易机制层面存在显著的报价优势，2022年山西、甘肃、蒙西、山东电力现货市场中火电结算价分别为418.84、405.42、409.36、504.71元/兆瓦时，较同期风光结算价溢价110~265元/兆瓦时。 二、新能源功率预测：切实影响现货收益，需求刚性或将进一步显现。现货背景下，短期功率预测不光是新能源参与现货市场的基础条件，预测结果的好坏将影响新能源企业在现货市场的竞争力，还会切实的反映在日前与实时市场的收益中，而且预测偏差越大的场站在日前市场预测偏差损益越大。 三、储能：电力现货市场推进下，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。 投资建议 首部国家层面电力现货政策正式出台，2023年宁夏、江西等多省电力现货建设取得新进展。伴随全国电力现货加速推进，我们看好三个板块：①火电：作为可调电源助力电力系统稳定和平衡，在电力现货市场中低价时少发、高价时多发，现货结算价格溢价显著。标的方面，建议关注【华能国际】【华电国际】【华润电力H】【建投能源】【京能电力】【皖能电力】。②功率预测：现货背景下，短期功率预测将直接影响新能源企业的电力现货市场收益，需求刚性进一步显现。具体标的方面，建议关注【国能日新】。③储能：电力现货市场下独立储能电站项目盈利能力有望显著改善。具体标的方面，建议关注【芯能科技】【南网能源】【晶科科技】【林洋能源】。 风险提示：宏观经济下行、用电需求不及预期、装机增长不及预期、电价下调、以及产业政策调整等风险 1.电力现货加速推进，谁将受益？ 近日国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力现货市场基本规则》（发改能源规〔2023〕1217号），这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则。本周我们将梳理电力现货推进下的受益板块。 1.1.全国电力现货建设加速推进，首批试点电价如何？ 1.1.1.电力现货再迎重大政策利好，2023年多省电力现货建设取得新进展 首部国家层面电力现货政策正式出台，或将加速推动电力现货市场建设。近日国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货基本规则》（发改能源规〔2023〕1217号）。这是中国首个国家层面正式发布的、用于指导电力现货市场建设和规范市场规则编写的文件，立足于归纳并规范表述各电力现货试点现行做法，鼓励各试点基于市场经济原理持续优化改善现行市场机制，继续以地方试点探索完善、顶层持续总结引导的方式，推动实现更符合经济规律和适应新型电力系统建设需求的电力现货市场体制机制。 图1：电力现货市场及其特征 除前两批省级电力现货试点市场外，2023年多省电力现货市场建设取得新进展。 截至2022年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。 2023年多省电力现货市场建设取得进展，宁夏、江西、湖南、陕西、重庆等地开展首次调电试运行，河北南部电网完成电力现货市场多次模拟试运行。 表1：我国电力现货市场交易进展情况梳理 表2：2023年电力现货市场进展 1.1.2.首批试点长周期运行之下，电力现货价格如何？ 伴随2022年6月蒙西进入电力现货连续结算试运行阶段，截至目前首批电力现货试点省份已连续运行超过两年。我们选取广东、山西、山东、甘肃、蒙西进行电力现货长周期运行下的价格分析。 一、各试点区域电力现货价格，较当地燃煤基准价的差额差别较大。 ①蒙西电力现货价格较燃煤基准价溢价最高。2023年第38周蒙西-呼包东、蒙西-呼包西电力现货周均价为764.21、796.21元/兆瓦时，超过当地燃煤发电基准价481.31、513.31元/兆瓦时；而同期年均价为596.95元/兆瓦时，较燃煤发电基准价溢价314.05元兆瓦时。 ②广东电力现货价格较燃煤基准价下浮较多。近期广东省电力现货成交周均价显著下滑，2023年第38周周均价为319.28元/兆瓦时，分别较当地燃煤发电基准价下浮133.72元/兆瓦时。 ③山西、山东、甘肃电力现货在当地燃煤发电基准价上下波动。从近期价格来看，2023年第38周山西、山东、甘肃-河东、甘肃-河西电力现货周均价为349.76、393.21、319.55、258.59元/兆瓦时，分别较当地燃煤发电基准价相差+17.76、-1.69、+11.75、-49.21元/兆瓦时。同期，山西、山东、甘肃电力现货年均价为349.79、376.14、306.72元/兆瓦时，较燃煤基准价+17.79、-18.76、-1.08元/兆瓦时。 表3：2023年38周（2023.9.11-2023.9.17）电力现货价格（元/兆瓦时） 图2：山西省电力现货周均价（元/兆瓦时） 图3：山东省电力现货周均价（元/兆瓦时） 图4：广东省电力现货周均价（元/兆瓦时） 图5：甘肃省电力现货周均价（元/兆瓦时） 图6：蒙西电力现货周均价（元/兆瓦时） 图7：省间电力现货周均价（元/兆瓦时） 二、山西、山东、甘肃、蒙西新能源现货年均价较同期电力现货综合均价下浮50-200元/兆瓦时。截至2023年9月17日，山西、山东、甘肃、蒙西光伏电力现货年均价为262.98、228.77、224.13、442.37元/兆瓦时，较同期电力现货综合年均价-86.81、-147.37、-82.59、-154.58元/兆瓦时；上述各省风电电力现货年均价为278.06、316.97、231.40、413.45元/兆瓦时，较同期电力现货综合年均价-71.73、-59.17、-75.32、-183.50元/兆瓦时。 表4：2023年38周（2023.9.11-2023.9.17）新能源电力现货价格（元/兆瓦时） 图8：山西省新能源电力现货周均价（元/兆瓦时） 图9：山东省新能源电力现货周均价（元/兆瓦时） 图10：甘肃省新能源电力现货周均价（元/兆瓦时） 图11：蒙西新能源电力现货周均价（元/兆瓦时） 1.2.电力现货加速推进，哪些板块值得关注？ 1.2.1.火电在现货市场高价时多发、低价时少发，现货结算价格溢价显著 从交易机制来看，火电在电力现货市场博弈中存在显著的报价优势。现货事前信息发布规则规定，在竞价日8:30前，运营机构会向市场发布短期新能源总加预测曲线，作为同侧售电主体，新能源相当于向火电方公布了自己的报量报价信息，从而失去了在市场博弈中的“先发优势”。在只报量不报价的模式下，新能源作为价格接收者参与出清，火电面临去除新能源出力后的“剩余市场”，根据剩余市场的大小程度与火电可开机组容量的不同，火电的报价规律也不同。 从结果上看，火电作为可调电源可在低价时少发，高价时多发，相比于新能源出力的不可控性以及出力与现货价格的负相关性来讲，更具有优势。 图12：火电线性报价模式下新能源收入示意图 对比电力现货结算价格，火电对比新能源存在明显溢价。根据兰木达公众号统计2022年山西、甘肃、蒙西、山东电力现货市场中火电结算价分别为418.84、405.42、409.36、504.71元/兆瓦时，较同期风光结算价溢价110~265元/兆瓦时。 表5：2022年各现货省份结算价格对比 总结来看，火电在电力现货交易机制中报价优势，本质是其作为可调电源助力电力系统稳定和平衡的具象显现。因此我们认为，伴随电力现货的加速推进，火电的稳定出力特性及可调性价值或将进一步显现。 1.2.2.新能源功率预测切实影响现货收益，需求刚性进一步显现 现货背景下，短期功率预测将直接影响新能源企业的电力现货市场收益。根据兰木达电力现货公众号统计，2022年山西、山东两省份全部新能源企业因短期功率预测偏差（忽略节点价格差异）产生的亏损：总亏损山西为5.29亿元，山东为19.88亿元；度电亏损在1分钱左右。 表6：2022年山西、山东新能源短期功率预测偏差损益 预测偏差越大的场站在日前市场的预测偏差损益越大。用标准偏差（RMES）衡量新能源场站的预测偏差大小，对山西2023年2月5风电场站的标准误差情况与日前预测偏差损益进行分析，可以发现基本呈线性关系：预测偏差越大，亏损越大。 图13： 2023M2 山西5风电场标准误差与预测偏差度电损益关系 总结来看，在现货市场未开启前，新能源企业往往仅从生产运行方面关注短期预测偏差带来的考核影响。而现货背景下，短期功率预测不光是新能源参与现货市场的基础条件，预测结果的好坏将影响新能源企业在现货市场的竞争力，还会切实的反映在日前与实时市场的收益中。 1.2.3.电力现货市场推进下，独立储能投资价值有望进一步提升 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2022年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。 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7：不同模式下独立储能电站收益水平对比 综合来看，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.投资建议 首部国家层面电力现货政策正式出台，2023年宁夏、江西等多省电力现货建设取得新进展。 伴随全国电力现货加速推进，我们看好三个板块：①火电：作为可调电源助力电力系统稳定和平衡，在电力现货市场中低价时少发、高价时多发，现货结算价格溢价显著。标的方面，建议关注【华能国际】【华电国际】【华润电力H】【