电力设备行业电力现货市场系列报告2：价格逐步反应位置信号，“增强版隔墙售电”，虚拟电厂优势逐步体现

（1）节点边际定价能反映价格的位置信息，它由负荷需求、发电商报价行为、节点间传输容量影响，当线路传输容量存在限制时，此时节点电价不再一致，节点电价可以为负，节点负电价表明市场供大于求或电网局部存在严重阻塞，及发电机组为保持运转不得不向用户支付费用来鼓励用电。（节点电价反应了价格的位置信号）发电侧和用电侧参与主体更加广泛，其中 发电侧：当前煤电已全部进入电力市场，新能源、水电、核电电站的部分电量也参与市场交易，2030年新能源全部参与电力市场（蒙西电力市场几乎全部纳入新能源，是全国首个“单轨制”市场）。 用户侧：全面放开经营性电力用户的用电需求（山西的售电侧改革，民营资本控股公司比例达95.51%）。 （2）分布式光伏高质量发展，有望受益“增强版隔墙售电” 分布式光伏是“十四五”前半期新增光伏主力。截至2023年8月底，全国分布式光伏累计装机达到216GW，在全部光伏发电装机中占比43%，在全部电源装机中占比8%。 分布式光伏持续高质量发展，2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小时数分别为1029、1079、553h（“十三五”年均850小时）。 “增强版隔墙售电”：2023年10月12日国家能源局和发改委联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，其中明确提到分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源参与市场。 隔墙售电实际上单节点下的最优解，虚拟电厂在更大范围内实现最优解，起到催化剂的作用。 投资建议 电力现货的加速建设，虚拟电厂是“增强版隔墙售电”的重要催化剂，建议关注#国能日新、朗新科技、金智科技、经纬股份； 其次利好分布式电源，建议关注#晶科科技、芯能科技。 风险提示： 电力市场机制推进不及预期的风险；研报使用的信息数据更新不及时的风险。 1发电侧价格反应位置信息，用户侧参与市场程度逐步加深 1.1电力现货市场出清价格 国内外电力现货市场主要采用3种价格机制，主要包括系统边际电价（SMP）、分区边际定价（ZMP）和节点边际电价（LMP）。 图表1：电力现货市场出清价格的主要机制 节点边际定价能反映价格的位置信息，它由负荷需求、发电商报价行为、节点间传输容量影响。 负荷需求影响节点电价。假设节点3为负荷节点，8点负荷需求7500MW，根据报价由低到高原则，则发电机组1出力6000MW，发电机组2出力1500MW，发电机组3无需开机，3个节点电价由发电机组1的报价决定160元/MWh。12点负荷需求10000MW，同理发电机组1发电上限8000MW，发电机组2发电上限1500MW，则此时系统价格由发电机组3决定，即400元/MWh。 发点商报价行为可以影响节点电价。若发电机组3报价提升到800元/MWh，同理8点的系统电价为160元/MWh，但12点则变为800元/MWh，具有较大市场力or串谋可以明显影响市场价格。 图表2：三节点输电网络 图表3：改变报价的三节点输电网络 线路传输容量对节点电价有影响，此时节点电价不再一致。8点发电机组1出力5500MW，发电机组2出力1500MW，发电机组3出力500MW，则节点3电价由发电机组3决定，即400元/MWh，节点1和节点2电价新增1MW负荷需求可由发电机组1承担，因此节点电价为160元/MWh。 线路1-3阻塞下节点1、节点2、节点3电价分别为160/280/400元/MWh。 节点2新增1MW负荷需求无法由所在节点的机组边际成本决定，假设发电机组1和3新增出力分别为Δp1和Δp3，则Δp1+Δp3=1；Δf13=1/3Δp1-1/3Δp3=0（保持1-3潮流不越限）。节点2电价=160*0.5+400*0.5=280元/MWh。 节点电价可以为负，线路2-3阻塞时候，节点2电价为-80元/MWh（计算过程同上）。节点负电价表明市场供大于求或电网局部存在严重阻塞，及发电机组为保持运转不得不向用户支付费用来鼓励用电。 负电价的原因详细可参考“电力现货市场系列报告1：简析负电价现象及独立储能经济性”。 图表4：三节点输电网络（输电容量约束） 图表6：线路1-2阻塞下三节点输电网络 图表7：线路2-3阻塞下三节点输电网络 1.2电力现货市场出清价格机制 历史数据，新能源将显著拉低出清边际价格。电力市场普遍以“优先次序”作为竞价上网的基本规则，各发电机组按照边际成本进行报价，所有机组按价格由低到高排序，价低者优先出清，边际机组的报价即为所有出清机组共同的出清价格。新能源的快速发展带来了“优先次序效应”，即由于新能源边际成本趋近于零，其大规模发展将显著拉低出清边际价格。 根据RMI的“先立后破迈向零碳电力探索适合中国国情的新型电力系统实现路径”，随着新能源占比提升，2019年和2010年相比，英国、德国、丹麦等欧洲国家的平均电力批发价格下降了13%-36%。 图表8：边际成本出清示意图 1.3发电侧和用电侧参与主体更加广泛 中国电改指导思想“管住中间，放开两头”，目标是“建立全国统一电力市场”，详细可参考“电力现货市场系列报告1：简析负电价现象及独立储能经济性”。 全面放开经营性电力用户（除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外的电力用户）的用电需求，用户逐步参与电力市场交易。根据RMI的“2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势”，经营性电力用户的用电量约占全国用电量的八成，这必然要求发电侧更多的主体参与电力市场交易。 山西电力现货市场走在前列（自2019年开始试运行，山西电力现货市场先后进行了七次结算试运行，市场规则已滚动更新至第13版，累计试运行天数居全国第一），其售电侧改革，民营资本控股公司比例达95.51%。 发电侧：当前煤电已全部进入电力市场，新能源、水电、核电电站的部分电量也参与市场交易；因为技术进步，风电、光伏的利用小时数将持续上升，且增量风电、光伏有配储要求，因此我们预计增量风电、光伏优先参与电力市场交易。 随着交易活跃度的上升，价格的波动性会上升，因此价格上下限会逐步放开，蒙西电力市场是全国首个“单轨制”市场，覆盖全部电力用户和几乎全部电源，它将电力申报价格上限提升到5元/kWh，是其他试点省份的3倍以上。 图表9：电力批发市场及零售市场示意图 1.4用电侧参与市场更加深入，将逐步体现位置信号 用户侧参与市场程度越深，供需关系越加真实，出清价格更贴近于实际。随着电力现货市场的进一步发展，用户侧的价格也会逐步体现位置信号，隔墙售电实际就是一种单节点最优解，虚拟电厂则在更大范围内实现资源优化配置。甘肃电力现货市场，以每个交易时段所在分区节点加权平均电价作为相应结算价格。 图表10：分时节点电价（15min为间隔） 图表11：甘肃电力现货用电侧：分区节点加权平均价 2分布式光伏高质量发展，有望受益“增强版隔墙售电” 2.1分布式光伏——电从身边来 分布式光伏是“十四五”前半期新增光伏主力。截至2023年8月底，全国分布式光伏累计装机达到216GW，在全部光伏发电装机中占比43%，在全部电源装机中占比8%。2021年、2022年、2023H1，全国分布式光伏新增装机分别为29.3、51.1、41.0GW，在同期全部光伏发电新增装机中占比达到53%、58%、52%。 分布式光伏持续高质量发展，2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小时数分别为1029、1079、553h，较“十三五”年均850小时呈现逐年显著增加态势。 图表12：中国分布式光伏新增装机及占比 图表13：分布式光伏等效利用小时数持续增长 分布式光伏是“电从身边来”的体现，就近消纳更加效率。2023H1，分布式光伏发电量超过1000亿千瓦时，在全部光伏发电量中占比38%，分布式光伏在就近供应方面作用越来越大。 2.2“隔墙售电”实际上是单节点下的最优解 “隔墙售电”是分布式能源参与市场交易，但迟迟无法实质落地。2017年10月，国家发改委、能源局就印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，标志着“隔墙售电”启动。2019年公布了首批26个分布式发电市场化交易试点名单，容量共计1470MW。2022年9月浙江省率先“破局”后，首个分布式光伏发电“隔墙售电”试点项目在江苏苏州落地。 “隔墙售电”实际上是单节点下的最优解，但这对统一大市场下并不一定是社会福利最大化，若仅是“隔墙售电”，则必然是一种市场割裂。例如，四川既要从西北受电又向沿海输电，若仅从四川视角看，这样的电力传输是不经济的，但在全国视角下，这样的资源配置要更优。 “增强版隔墙售电”加速推进。2023年10月12日国家能源局和发改委联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，其中明确提到分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源参与市场。分布式能源参与电力市场，实际上是一种“增强版隔墙售电”。虚拟电厂在更大范围内实现资源的优化配置，是分布式能源参与电力市场的重要催化剂。“增强版隔墙售电”将提升工商业储能、分布式能源的收益，虚拟电厂作为重要催化剂尤其受益。 图表14：全国各地区分伏并网情况（截止2023H1） 2.3发电侧价格波动性增大，用电侧峰谷价差逐步扩大 新能源将加速参与电力市场。2021年，新建集中式光伏和陆风进入平价时代，2022年，海风进入平价时代。2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，其中明确提到，到2030年，新能源全面参与市场交易。 图表15：中国可再生能源补贴规模（既有补贴项目） 根据上文电力现货市场出清价格机制，新能源大规模参与电力市场将拉低电力批发价，由于新能源发力的波动性，发电侧价格波动性增大，虚拟电厂在波动性中发挥套利作用。 我们预计用电侧将逐步跟随发电侧，更加细化、动态，当下峰谷价格将逐步扩大。在31省市地区中（西藏、湖北除外，内蒙古分蒙东、蒙西地区，增加冀北地区），2022年5月、2023年5月、2023年8月，全国工商业平均峰谷价差均值分别为0.64、0.69、0.74元/kWh；超过0.7元/kWh的地区分别有11、15、18个。 图表16：各省市电网代理购电电价的峰谷价差（元/度） 3投资建议 电力现货的加速建设，虚拟电厂是“增强版隔墙售电”的重要催化剂，建议关注#国能日新、朗新科技、金智科技、经纬股份； 其次利好分布式电源，建议关注#晶科科技、芯能科技。 4风险因素 （1）电力市场机制推进不及预期的风险。目前国内电源侧、电网侧储能的IRR较低，电力市场机制改革有助于大储形成多种盈利模式，若机制改革进度不及预期，则大储的低IRR可能会影响装机规模。 （2）研报使用的信息数据更新不及时的风险。