电力现货市场系列报告5：省间、山西及山东省电力现货市场建设情况及独立储能收益展望

市场建设基本情况：山西、山东均是第一批电力现货市场省份。 其中，山西电力现货市场累计试运行天数全国第一，山东是国内首家推动独立储能电站以自调度模式参与现货市场的省份。省间市场需要在2023年底前具有连续开市能力，随着风光大基地的陆续建设，通道建设势在必行，目前“三交九直”中“二交四直”已经核准开工，“一交二直”可研，“二直”预可研。 预计碳酸锂价格持续缓跌。截止2022年，全球已探明锂储量（折算成LCE）约7100万t，叠加锂电回收，潜在可用数量更多，预计LCE长期价格承压。 2省的独立储能收益简介：山东独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）容量补偿（4）辅助服务（如爬坡服务，其中调频服务和现货目前只能2选1）；山西独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）辅助服务（一次调频）（4）补贴。我们测算山东、山西的独立储能税后IRR分别为-1.8%、5.9%。 现货市场价差对IRR影响很大，山东峰谷价差提升至0.6元/kWh，其他条件不变下，IRR提升3.8pcts。 储能电芯价格下降、运行次数提升及现货价差的拉大有望使独立储能收益市场化。若现货价差为0.6元/kWh，年运行市场360天，储能EPC价格1.1元/Wh，储能电芯0.4元/Wh，其余情况不变下，山东独立储能税后IRR为5.7%。 投资建议 独立储能的收益逐步改善，有望提升行业景气度，叠加碳酸锂价格下降，利好储能集成，建议关注#林洋能源、南网科技、苏文电能； 其次利好独立储能运行商，建议关注#万里扬； 再次利好模型预测等，建议关注#国能日新。 风险提示： 电力市场机制推进不及预期的风险。 1省间、山西、山东省电力现货市场回顾 1.1省间：2023年底具有连续开市能力 省间电力现货市场加速建设，2023年底具备连续开市能力。省间电力现货市场起源于“跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点”，2021年12月开始模拟试运行，2022年1月开始启动结算试运行（国家发改委与国家能源局要求2022年6月启动试运行）。国家发改委等对省间电力现货市场的要求是2023年底具备连续开市能力。 图表1：省电电力现货市场建设历程 机制由单向变为多向。最早的机制是由可再生能源富集地区卖电，三华地区（华中、华北、华东）买电，随着新能源装机占比不断提升，波动性的加剧使得青海等地出现了低谷消纳能力不足、高峰电力平衡困难的“两难问题”，因此新机制改为各省灵活确定市场主体的购售电角色。 图表2：省间电力现货交易示意图 结算试运行期间，火电充分受益省间现货市场。2022年1-5月结算试运行期间，累计申报电量18982GWh（火电占比69.5%、新能源29.2%、水电1.3%），同比+406%，日均交易量306.9GWh，同比+92%；省间电力现货市场成交电量中（新能源占比64.2%、火电34.1%、水电3.5%）。火电成交均价比省内中长期交易均价高40-241元/MWh。 图表3：省间电力现货市场各阶段试运行情况（2022年） 省间的申报价格上限由10元/kWh变为3元/kWh。2022年省间电力现货价格7、8月异常高，其他月份价格波动相对平稳，年均价631.94元/MWh。2022年迎峰度夏期间的高价省间电力现货是省间报价上限下调的原因，目前价格水平是大部分省现货市场申报价格的2倍。 截止2022年底，我国西电东输规模约3亿千瓦，同比+4.2%，而跨省区通道清洁能源电量占比要求50%以上。 图表4：2022年省电电力现货均价 图表5：我国西电东送规模（万千瓦） 随着西北风光大基地的陆续建成，输送通道建设势在必行。目前，国家“十四五”电力规划提出的“三交九直”工程正在持续推进，预计“十四五”末至十五五”初期建成投产。目前“三交九直”中“二交四直”已经核准开工，“一交二直”可研，“二直”预可研。 图表6：特高压发展展望：“十四五”电力规划中“三交九直”目前的状态 1.2山西：累计试运行天数全国第一 山西是我国确定的首批8个电力现货市场建设试点省份之一，是典型的高比例新能源外送型电网。截止2023年9月山西风光装机占比36%，2023H1山西风光发电量占比20%。 图表7：山西电网各类电源装机容量（截止2023年9月）图表8：2023H1山西发电情况 山西电力现货市场累计试运行天数全国第一。山西电力现货市场起源于2016年，2018年12月启动模拟试运行，2019年7月启动调电试运行，2019年9月启动结算试运行，2021年7月开始连续试运行。 图表9：山西电力现货市场的发展历程 电力现货市场大幅提升新能源消纳能力。2021年新能源发电增长68%，全年利用率保持97.7%，超额完成国家下达的新能源消纳权重任务。 图表10：山西电力现货市场历次结算试运行情况 交易规则冗长繁杂,V13.0版本超400页。根据山西规则V12.0版，虚拟电厂报量报价；规则V13.0版，新能源新能源允许按年度自主选择以“报量报价”，独立储能可选报量报价。 图表11：山西电力现货历版规则要点 目前省间电力现货占比较小。2023H1，山西省间交易量约占山西省总需求的20%，而省间现货交易量占总外送量的8.3%，交易价格方面，省内日前市场价格明显低于省间日前市场价格，差值约为60元/MWh。 图表13：山西2023上半年分品种交易价格情况（元/MWh） 图表12：山西2023上半年分品种交易量比例情况 1.3山东：国内首家推动独立储能电站以自调度模式参与现货市场 山东也是我国确定的首批8个电力现货市场建设试点省份之一，是典型跨省区联络线受端网络。截止2023年9月山西风光装机占比37%，2023Q1-Q3风光发电量占比10%。 图表14：山东各类电源装机容量（截止2023年9月） 图表15：2023Q1-Q3山东发电情况 山东是首个建立容量补偿机制的电力现货市场。山东电力现货市场起源于2018年，2019年6月启动模拟试运行，2019年9月启动结算试运行，2021年12月开始连续试运行。 图表16：山东电力现货市场的发展历程 在试运行过程中，山东建立并不断完善独立储能参与市场的机制，在国内首家推动独立储能电站以自调度模式参与现货市场。 图表17：山东电力现货市场历次结算试运行情况 2山西和山东的独立储能经济性问题 2.1碳酸锂价格持续下跌 预计碳酸锂价格持续缓跌。短期来看，根据EESA统计，2023年全球LCE产能可达140万t以上，中性情景下，预计LCE供需分别为118/97万t，预计短期过剩压力将对LCE价格持续施压。长期来看，截止2022年，全球已探明锂储量（折算成LCE）约7100万t，叠加锂电回收，潜在可用数量更多，预计LCE长期价格承压。 图表18：中性情景下，预计2023年碳酸锂过剩（1GWh=0.07万吨LCE） 预计2023年储能电芯价格持续走低。2023年5月开始，储能定价机制变化，国内大部分企业不再碳酸锂进行价格联动，国内项目以一口价为主，因此5-7月价格仍维持稳定；但8月储能需求不及预期且海外市场需求走弱，储能电芯均价跌至0.6元/Wh。根据SMM储能，目前国内储能电芯产能过剩，储能电池企业采用“低价抢单策略”，市场出现0.45元/Wh的超低报价，因此预计储能电芯价格低于0.5元/Wh。 图表19：电池级碳酸锂价格持续回落（万元/t） 图表20：储能电芯价格持续降低 2.2简析山西、山东的独立储能收益 山东独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）容量补偿（4）辅助服务（如爬坡服务，其中调频服务和现货目前只能2选1）；山西独立储能的收益来源（1）容量租赁（2）现货套利（3）辅助服务（一次调频）（4）补贴。 其中现货套利=发电侧平均峰谷价差*可用容量*系统综合效率*年使用天数（策略为一充一放），根据兰木达电力现货2022年数据，假设山西、山东发电侧峰谷价差分别为0.5、0.4元/kWh； 容量租赁=租赁单价*可用容量*租赁比例，其中山东的租赁单价为200-300元/kW·年，山西参考容量招标价格，因此价格山东、山西容量租赁单价分别为250、120元/kW·年； 山东的容量补偿=发电侧容量补偿收入-用电侧容量补偿支出（独立储能既是发电厂商也是电力用户），由于用户侧容量补偿是根据季节和时段系数不同，参考兰木达电力现货，假设100MW/200MWh容量补偿为80万元/月； 山西的一次调频服务收入=申报价格*调节里程*调频次数*K（一次调频性能指标）*年运行天数，假设中标里程为4MW,申报单价5元/MW,日调频需求800次，K值为5.5； 其余假设：年运行天数260天，运营期20年，系统效率85%，系统衰减2%，运维成本2%，储能EPC1.6元/Wh，储能电芯0.5元/Wh。 图表21：山东独立储能参数假设 图表22：山西独立储能参数假设 我们测算山东、山西的独立储能税后IRR分别为-1.8%、5.9%（下文均是税后口径）。 图表23：山西省独立储能收益成本测算（万元） 图表24：山东省独立储能收益成本测算（万元） 我们对山西、山东独立储能IRR进行敏感性分析，发现 （1）若调频调用次数上升为1000次，K值提升到7，则IRR提升到10.4%，随着辅助服务费用逐步疏导到用户侧，辅助服务费用占电费的比例将提升，独立储能在辅助服务市场的收益有望增厚； （2）现货市场价差对IRR影响很大，山东峰谷价差提升至0.6元/kWh，其他条件不变下，IRR提升3.8pcts； （3）若山东储能EPC价格为1.1元/Wh，其他条件不变情况下，IRR提升1.8pcts，在此基础上若年运行次数达到360次，则IRR将提升至2.6%； （4）容量租赁的价格和比例承压，若山东容量租赁价格下降到200元/kWh·年，其他条件不变情况下，IRR下降2.0pcts。 综上，若现货价差为0.6元/kWh，年运行市场360天，储能EPC价格1.1元/Wh，储能电芯0.4元/Wh，其余情况不变下，山东独立储能税后IRR为5.7%。 图表25：山西一次调频的IRR敏感性分析 图表26：山东电芯价格和现货差价的IRR敏感性分析 图表27：山东EPC价格和年运行次数的IRR敏感性分析 图表28：山东容量租赁的IRR敏感性分析 3投资建议 独立储能的收益逐步改善，有望提升行业景气度，叠加碳酸锂价格下降，利好储能集成，建议关注#林洋能源、南网科技、苏文电能； 其次利好独立储能运行商，建议关注#万里扬； 再次利好模型预测等，建议关注#国能日新。 4风险因素 （1）电力市场机制推进不及预期的风险。若电力现货市场推进不及预期，则各种能源无法有效竞争。