电力设备行业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

负电价现象表明系统灵活性不足，发电灵活性不足，需求方对价格反应不够灵敏，没有足够的储能进行套利。 电力现货市场加速，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》，其中主要内容： （1）转正机制，我们预计在试点进展比较靠前的省份有望转正（例如山西、山东等）； （2）明确省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点； （3）新能源2030年全面参与市场交易；新能源占比较高省份，适当放宽年度中长期合同签约比例；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； （4）参与主体，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体，同时探索推动新能源+储能等新方式； （5）费用分摊：现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，随着未来辅助服务费用逐步向用户侧疏导，用户侧电价会有所升高； （6）价格上限：应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，价格下限：设置可参考当地新能源平均变动成本。 （7）探索建立容量机制。 目前2大趋势：（1）价格上下限会逐步放开（新能源电力入市），虚拟电厂和独立储能的IRR会提升；（2）辅助服务费用向用户侧传导，用户侧电费承压。 投资建议 电力现货的加速建设，系统灵活性不足的地区价格上下限可能会有所扩大，虚拟电厂是提升系统灵活性的有效手段，价差的扩大有利于提升虚拟电厂的盈利性，建议关注#国能日新、朗新科技、金智科技、经纬股份； 其次利好独立储能运营商，建议关注#万里扬 最后利好分布式电源，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负电价现象及中国储能利用率低问题 1.1负电价现象和原因 全球范围：2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价， 国内：2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价。 负电价现象表明系统灵活性不足，发电灵活性不足，需求方对价格反应不够灵敏，没有足够的储能进行套利；同时负电价可以为投资和能源技术提供价格信号来提高系统灵活性。 图表1：2022年国内部分现货市场电价情况 负电价产生的原因主要有（1）电池的应变能力有限，还与能源结构和电网结构相关；（2）调频备用电厂不能轻易中止运行，以保持电网稳定；（3）可再生能源的补贴政策未能精准契合市场需求。 其中电厂灵活性低：德国联邦网络监管局2016-2018期间多次普查，热电耦合（地区供热和蒸汽供应）是首要原因（45~55%），自备发电是第二原因，停开机的成本和调频备用是其他主要原因。虚拟电厂能有效提升系统灵活性。 丹麦风电占比超50%，远超德国的20%，但负电价与德国处于同一水平，说明丹麦的可再生能源消纳和负荷控制非常好。 图表2：欧洲各国2022年电力消费数据 图表3：欧洲各国出现负电价的小时数 图表4：2019H1-2023H1各地区批发电价为负的小时数和可再生能源发电量占比 需求侧灵活性资源和储能均受益于市场体制的变革。电力系统规模通常是满足峰值负荷，因此主要激励需求侧降低峰值和波动。例如，欧洲各国的电费结构有利于高“满负荷”小时的基础负荷——缺乏灵活性，因此一些行业为了不偏离基本负荷，在负电价期间也不一定消费，而虚拟电厂则可以通过数字化和聚合负荷需求提升需求响应的价格敏感性。 负电价、价差和波动性的增大，储能套利空间持续改善。 图表5：2019-2023H1各地区电价日均标准差及可再生能源发电量占比 1.2负电价的展望 新能源保障利用小时数：历史弃风弃光严重，国家进行保障性购电。根据中国能源报，2015年全国弃光率12.6%，2016Q1全国弃风率26%，同比上升7pcts，三北地区弃风率接近40%。 新能源合理利用小时数：主要与补贴有关。 保障利用小时数是可以低于合理利用小时数，例如陕西风电保障为1700h，而合理利用小时数为1800h。随着电力市场化进程的推进，越来越多的省份出台了低于国家保障小时数的“省内保障小时数”。 随着风光产业技术持续升级，利用小时数将持续上升，同时保障性利用小时数的逐步下降甚至消失（例如2022年山西已经没有保障性利用小时数），新能源将逐步提升电力市场的参与度（在新疆、内蒙、山西等新能源富集省（区），最低保障收购年利用小时之外的电量已进入市场化交易）。若电力系统的灵活性保持不变，这会导致“负电价”现象的增加。 虽然2023年电力中长期签约延续“双90%”，市场化电力用户全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量90%的要求，燃煤发电企业的月度及以上周期合同签约电量比例不低于上一年实际发电量的90%，但对新能源占比较高省份可以放宽（例，甘肃2023年年度长协签约电量767.07亿千瓦时，新能源年度长协签约电量为232.55千瓦时，占比30%。） 1.3独立储能电站概述 配储利用率低，独立储能可参与电力市场交易。根据中电联2022年11月的《新能源配储能运行情况调研报告》，目前国内储能的等效利用率偏低，新能源配储的等效利用率为6.1%。根据山东多部门发布《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高，2023H1山东独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3。 虽然《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提出探索“新能源+储能”等方式进入电力市场，但这依然需要市场机制的逐步建立，因此我们预计现阶段提升配储的利用率，更合适的办法是允许其成为独立储能参与电力市场交易。 图表6：中国储能等效利用率偏低 图表7：电网侧储能应用主要场景对比 独立储能建设景气度提升，主要集中在山东、山西等地。2022年并网投运+启动项目总规模达16.5GW/35GWh。2022全年并网投运电站38座，总规模3GW/6GWh；启动施工建设和EPC/设备招标的电站109座，总规模13.6GW/29GWh。 2022年公开宣布但未进入实质阶段的独立式储能电站142座 ， 总规模28.3GW/67.6GWh。 图表8：2022年各地独立储能电站新增装机情况 各地区独立储能政策频出，政策主要分类为： （1）鼓励独立储能发展建设； （2）鼓励共享储能的发展； （3）鼓励独立储能参与电力现货交易，山东是我国第一个支持独立储能参与现货市场的省份，山东、山西、甘肃、青海、广东等5个省份明确了独立储能参与现货市场的规则细则； （4）鼓励独立储能参与电力辅助服务市场，2018年起，我国已有20个省份明确了储能可以参与电力辅助服务的规则，目前主要是调峰与调频（但调峰市场的功能将由电力现货市场取代，例如，蒙西电力现货）； （5）给予独立储能补贴支持，补贴方式包括放电补贴、容量补贴、投资补贴等。 图表9：各地独立储能政策及装机情况 2日本电改与中国新型电力系统 2.1日本电改下的电力现货市场值得学习 放开两头，管住中间，建议统一大市场，日本电改经验可借鉴。日本是在保持输配电和电网调度一体化的基础上，通过发电侧和用户侧引入竞争的方式推进电改，这与中国2015年电改的核心思想——“放开两头，管住中间”具有较高的一致性；日本电改的核心是建立统一大电网（之前区域系统甚至使用不同频率，如东日本电网为50Hz,西日本电网为60Hz），这与中国的电改目标非常类似（到2025年，全国统一电力市场体系初步建成）。2017年，日本将传统电力市场统一以kW体现价值的体系改为4类（1）电能源（kWh价值）、（2）容量（kW价值）、（3）调节量（kW价值）（运行系统灵活性和安全性）和（4）其他（外部价值），并分别设计了对应的电力市场。 图表10：日本电改 2020年日本第五轮电改的结束，日本建立起竞争性的电力批发市场，形成了日前市场、日内市场以及远期市场的多市场交易体系。 图表11：日本电力系统 2.2中国电力现货市场建设加速，新型主体有望受益 中国电力现货市场建设持续加速。2023年9月8日国家能源局和发改委联合发布《电力现货市场基本规则（试行）》，这是首部关于电力现货市场的顶层文件，虚拟电厂、独立储能等新型主体被确定。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》，重点内容如下： （1）转正机制，我们预计在试点进展比较靠前的省份有望转正（例如山西、山东等）； （2）明确省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点； （3）新能源2030年全面参与市场交易；新能源占比较高省份，适当放宽年度中长期合同签约比例；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； （4）参与主体，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体，同时探索推动新能源+储能等新方式； （5）费用分摊：现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，随着未来辅助服务费用逐步向用户侧疏导，用户侧电价会有所升高； （6）价格上限：应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，价格下限：设置可参考当地新能源平均变动成本。 （7）探索建立容量机制。 图表13：中国电力现货市场的探索 随着新能源逐步入市，市场交易电量将持续增加。根据中电联，2022年，市场化交易电量占比占全社会用电量比重为60.8%，其中省内市场交易电量占全部市场化电量80.3%。根据头豹研究院预计，2030年，中国电力现货交易市场规模预计突破六千万亿千瓦时，现货交易占总电力交易比重突破30%。 图表14：2017-2023年市场化交易电量及占比 图表15：2022年电力市场分类型交易电量 目前新能源参与电力现货市场的主要模式有2种，“报量不报价”+“报量报价”，前者提升利用率，后者能充分反应价格及公平性。 图表16：新能源参与电力现货市场模式（“报量不报价”+“报量报价”） 山东、江苏、浙江等地分布式光伏占比较大，同时山东的现货市场发展走在全国前列，国家推动分布式能源参与电力市场，因此我们预计山东的分布式推进电力交易会走在前面。随着参与电力交易的新能源增加，电价的波动性可能会进一步加大，虚拟电厂可以有效提升用户侧的经济性（价格响应速度更灵敏）。 图表17：全国各地区分伏并网情况（截止2023H1） 部分电力现货市场价格上下限有望打开。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。国家能源局和发改委文件中电力现货价格上限：应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，2023年部分地区需求侧补贴价格远超1.5元/kWh。 图表18：国内试点地区电力现货市场申报价格上下限(元/MWh) 图表19：2023年部分省份需求侧响应补贴政策 3独立储能经济性有望提升 3.1独立储能商业模式 现阶段独立储能的商业模式主要是3种（1）电力现货市场套利（2）电力辅助服务市场(3)容量租赁/补贴，但具体商业模式和各地政策有光。 图表20：部分省份独立储能电站收益模式 其中，我国电力辅助服务主要是调峰与调频，东北、西北和南方的辅助服务补偿费用占上网电费总额占比最高。根据国家能源局，2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%，我们预计未来辅助服务费用将逐步分摊至用户侧。 图表21：2019H1各区域电力辅助服务补偿费用占上网费用比例情况 图表22：2019H1和2023H1电力辅助服务补偿费用构成 目前的峰谷差下，储能盈利较为困难。山东的年分时平均峰谷差仅略高于0.4元/kWh，而锂离子电池度电成本及0.49-0.68元/kWh。 图表23：各类储能技术度电成本 3.2独