解密南方区域电力现货市场

本周专题： 南方区域电力现货市场于2024年6月24—30日完成了首次按周结算试运行。本周我们从多个角度对南方区域电力现货市场进行解读。 核心观点 发展历程鸟瞰：南方区域电力市场建设从2017年开始，从广东起步，向区域扩展，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区，其中南方区域电力现货市场是我国首个开展结算试运行的区域电力现货市场。2022年12月至2024年3月，南方区域电力现货市场已累计组织开展7次调电试运行，并于2024年6月首次完成了按周结算试运行。有望在今年年底前实现按月结算试运行，在2025年实现连续结算运行。 为什么南方区域适合建立统一电力市场？①南方五省省间电网联系紧密，西电东送基础坚实。截至2023年年末，南方电网超高压公司运行管理了南方电网“八交十直”西电东送大通道以及全网唯一的双回500千伏交流海南联网系统，送电能力约5320万千瓦。②东西部资源互补，供需耦合较好。广东在电力供应紧张时需要外来电，西部水电资源丰富的云南、贵州，可将多余的水电输送到广东，实现资源优化配置。 南方区域电力现货市场运行以来出清价格如何？由于不同轮次的调电试运行时间不同，电力供需情况会有差异，反应在不同的成交价格上。2023年3月平均成交价格最高达到658元/兆瓦时；2023年8月平均成交价格最低为224.1元/兆瓦时。同时，市场价格更合理反映不同省份发电成本和供需形势。2024年3月30日，海南省的平均出清价格最高达到487元/兆瓦时；同天，由于广西的新能源出力大幅增加，当日广西省内出清价格为251元/兆瓦时，为4天试运行时间内五省出清价格最低的一次。 跨省与省内主体如何实现同台竞争？南方区域电力市场采用将输电价叠加在送电潮流的方法，设计现货市场目标函数的模型。当市场主体与省外主体竞争送电时，目标函数除了调用一单位的市场主体报价以外，还需要调用一单位输电价，与受端主体同台报价竞争，实现在同一场交易中考虑输电费用后公平竞争的目标。输电价模型实现了各省区的市场主体自由且公平地参与现货交易，无需提前选择跨省或者省内。 建设区域电力现货市场有什么意义？①优化省间电力资源配置，促进新能源的消纳。南方五省的新能源装机占比由2014年末的3.52%提升至2022年末的19.5%。区域电力现货市场的建设有利于促进新能源消纳。以实际试运行期间的情况为例：2023年8月调电期间，广西新能源大发，省内火电最小运行方式下消纳空间用尽，现货出清形成广西送广东0.89亿千瓦时。②进一步挖掘西电东送的潜力。23年8月丰水期期间，在优先送电计划的基础上增送电量达到2.9亿千瓦时。 投资建议：火电：看好火电度电利润和盈利稳定性的双重提升，建议关注【内蒙华电】【浙能电力】【皖能电力】【国电电力】【华润电力H】【华电国际】【华能国际】；水电：电改大方向下，水电低成本优势显著，同时折旧到期有望在中长期给水电带来持续的业绩增量，建议关注【华能水电】【川投能源】【长江电力】【国投电力】；核电：业绩稳定增长、现金流充裕的稀缺优质资产，建议关注【中广核电力】【中国广核】【中国核电】； 绿电：建议关注【龙源电力】【中国电力】。 风险提示：现货市场建设进度不及预期、宏观经济增速不及预期、相关政策执行进度不及预期、用电需求不及预期、煤价大幅波动等风险等 1.解密南方区域电力现货市场 南方区域电力现货市场于2024年6月24—30日完成了首次按周结算试运行。本周我们从多个角度对南方区域电力现货市场进行解读。 1.1.发展历程鸟瞰：为何是南方五省？目前建设进度如何？ 南方区域电力市场建设从2017年开始，坚持统一设计，从广东起步，向区域扩展，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场，其中南方区域电力现货市场是我国首个开展结算试运行的区域电力现货市场。 图1：南方区域电力市场建设重要时间点梳理 随着电力市场建设的不断推进，南方五省区省内市场化交易电量逐年攀升，由2015年末的741亿千瓦时提升至2023年末的6214亿千瓦时，年均复合增速30.5%。 图2：南方五省区省内市场化交易电量（单位：亿千瓦时） 1.1.1.为什么南方区域适合建立统一电力市场？ ①南方五省省间电网联系紧密，西电东送基础坚实。截至2023年12月，南方电网超高压公司运行管理了南方电网“八交十直”西电东送大通道以及全网唯一的双回500千伏交流海南联网系统，送电能力约5320万千瓦。 南方区域西电东送主体有11个，根据主体之间的电力送受电情况，构成西电东送交易成分，一个交易成分包含送端和受端两个关口以及中间的网损。 表1：西电东送交易成分 另外，与送出和受入关口相关的交流、直流线路构成了西电东送物理关口。下表展示了 由西部省份落广东的所有直流线路。 表2：广东受西部物理关口 ②东西部资源互补，供需耦合较好。南方五省中，位于西部的云南、贵州的水电资源较为丰富。截至2023年年末，云南省的水电装机占比约62%，包括水电、风电和光伏在内的清洁能源装机占比高达89%。对比广东省，截至2023年年末，广东省的煤电、生物质及其他和燃机装机占比合计约61%，水电占比仅约10%。东西部资源形成有效互补，广东在电力供应紧张时若需要外来电，西部水电资源丰富的云南、贵州，可将多余的水电输送到广东，实现资源优化配置。 图3：2023年末云南省电力装机结构 图4：2023年末广东省电力装机结构 1.1.2.南方区域电力现货市场运行进展 2022年12月至2024年3月，南方区域电力现货市场已累计组织开展7次调电试运行，并于2024年6月首次完成了按周结算试运行。 南方电网公司表示，南方区域电力市场将在今年年底前实现按月结算试运行，在2025年实现连续结算运行。 图5：南方区域电力现货市场运行情况 1.2.现货市场交易规则探究：如何出清？与省内现货市场有何不同？ 1.2.1.现货市场出清规则介绍 南方区域电力现货市场也分日前电能量市场和实时电能量市场。其中日前电能量市场指竞价日(D-1日)进行的决定运行日(D日)资源组合状态和计划的电能量交易市场；实时电能量市场指的是运行日(D日)进行的决定未来15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能量交易市场。 市场出清指电力市场根据市场规则通过竞争方式确定中标电力电量及价格，其底层逻辑可理解为在一系列约束条件下使目标函数满足总购电费用最小的运行结果。 根据统调负荷预测、母线负荷预测、跨省跨区优先送电计划曲线、不直接参与市场交易发电主体出力安排、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束、电网安全运行约束、水电厂水库运用约束、水电优化调度约束等市场边界和约束条件，以社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时出力计划、分时节点电价、跨省送受电计划。 图6：日前市场节点电价（LMP）计算模型 1.2.2.试运行以来出清价格如何？ 图7展示了22年12月到24年3月一共7轮调电试运行期间逐日出清价格的情况。 由于不同轮次的调电试运行时间不同，电力供需情况会有差异，反应在不同的成交价格上。2023年3月平均成交价格最高达到658元/兆瓦时；2023年8月平均成交价格最低为224.1元/兆瓦时。 图7：7轮调电试运行期间逐日出清价格（单位：元/兆瓦时） 市场价格能更加合理反映不同省份发电成本和供需形势。2024年3月30日，海南省的平均出清价格最高达到487元/兆瓦时；同天，由于广西的新能源出力大幅增加，当日广西省内出清价格仅为251元/兆瓦时，为4天试运行时间内五省出清价格最低的一次。由此可推论，南方区域电力现货市场中，由于各省的供需的不同，各省的出清价格之间存在一定的差异。 图8：2024年3月28-31日南方区域电力现货市场一季度结算试运行各省电价情况（元/兆瓦时） 1.2.3.跨省与省内主体如何实现同台公平竞争？ 为使各省区主体之间实现公平竞争，在电源参与省外竞争情况下，叠加送到对应省的输电价；电源参与省内竞争情况下，不叠加跨省输电价。因此，南方区域电力市场采用将输电价叠加在送电潮流的方法，设计现货市场目标函数的模型。当市场主体与省外主体竞争送电时，目标函数除了调用一单位的市场主体报价以外，还需要调用一单位输电价，与受端主体同台报价竞争，实现在同一场交易中考虑输电费用后公平竞争的目标。输电价模型实现了各省区的市场主体自由且公平地参与现货交易，无需提前选择跨省或者省内。 表3：跨省跨区输电电价 在实际运行中，受跨省输电通道输电价格以及通道输电能力的影响，南方区域市场按照省份分成五个价区，在价区价差超过通道输电价格时，就能够在优先计划的基础上完成省间电量的增送，实现资源大范围优化配置的目标，相当于一个统一的市场；在价区价差低于通道输电价格时，省间只执行优先计划，相当于统一出清下的五个价区运行。 1.3.建设区域电力现货市场有什么意义？ 1.3.1.优化省间电力资源配置，促进新能源的消纳 南方五省的新能源装机占比（包含风电与太阳能及其他）逐步提升，由2014年末的3.52%提升至2022年末的19.5%。当清洁能源价格有优势，报价相比常规电源低时，市场竞争出清结果自动实现清洁能源全额消纳；当清洁能源价格无优势，为保障清洁能源消纳，将强制出清，按国家有关规定安排清洁能源上网发电。区域电力现货市场的建设有利于促进新能源消纳。 以实际试运行期间的情况为例：2023年8月调电期间，广西新能源大发，省内火电最小运行方式下消纳空间用尽，现货出清形成广西送广东0.89亿千瓦时；2024年3月30日，广西新能源出力大幅增加，具备价格优势，区域市场调增广西送广东，增送电量达7000万千瓦时，实现了跨省资源的优化配置。 图9：南方五省区发电装机容量构成（单位：%） 1.3.2.进一步挖掘西电东送潜力 跨省优化计划作为市场出清的边界条件保障执行，在此基础上，区域电力现货市场进一步挖掘了市场的增送能力，更好保障西电东送战略实施。23年8月丰水期期间，在优先送电计划的基础上增送电量达到2.9亿千瓦时。 图10：23年3月试运行以来西电东送增送电量情况（单位：亿千瓦时） 1.4.投资建议 火电：看好火电度电利润和盈利稳定性的双重提升，建议关注【内蒙华电】【浙能电力】【皖能电力】【国电电力】【华润电力H】【华电国际】【华能国际】； 水电：电改大方向下，水电低成本优势显著，同时折旧到期有望在中长期给水电带来持续的业绩增量，建议关注【华能水电】【川投能源】【长江电力】【国投电力】； 核电：业绩稳定增长、现金流充裕的稀缺优质资产，建议关注【中广核电力】【中国广核】【中国核电】； 绿电：建议关注【龙源电力】【中国电力】。 2.环保公用投资组合 表4：环保公用投资组合（截至2024年7月29日收盘） 3.重点公司外资持股变化 截至2024年7月30日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源外资持股比例分别为8.00%、1.19%、3.04%、3.85%，较年初（1月2日）分别变化+0.32、+0.49、+1.31、+0.24个百分点，较上周分别变化+0.00、+0.01、+0.11、+0.01个百分点。 图11：长江电力外资持股情况 图12：华能水电外资持股情况 图13：国投电力外资持股情况 图14：川投能源外资持股情况 4.行业重点数据跟踪 煤价方面，截至2024年7月26日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为854元/吨，较2024年1月2日921元/吨环比变化-7.3%。 库存方面，截至2024年7月26日，秦皇岛港煤炭库存总量为502万吨，较去年同期下降75万吨，同比变化-13%，较2024年1月1日570万吨环比变化-12.8%。 图15：秦皇岛Q5500动力煤价格（元/吨） 图16：秦皇岛港煤炭库存（