行业投资评级证券研究报告：电力设备深度报告强于大市维持2023年10月30日行业基本情况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收盘点位7225.1452周最高10605.04⚫投资要点52周最低6990.61负电价现象表明系统灵活性不足，发电灵活性不足，需求方对行业相对指数表现（相对值）价格反应不够灵敏，没有足够的储能进行套利。18%2023-01电力设备沪深300电力现货市场加速，2023年10月12日国家能源局和发改委联13%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8%2023-032023-062023-082023-10内容：3%-2%（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-7%（例如山西、山东等）；-12%-17%（2）明确省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点；-22%（3）新能源2030年全面参与市场交易；新能源占比较高省-27%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；2022-10（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；资料来源：聚源，中邮证券研究所（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，用户侧研究所电价会有所升高；（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分析师:王磊价格相衔接，价格下限：设置可参考当地新能源平均变动成本。SAC登记编号:S1340523010001（7）探索建立容量机制。Email:wanglei03@cnpsec.com目前2大趋势：（1）价格上下限会逐步放开（新能源电力入研究助理:杨帅波市），虚拟电厂和独立储能的IRR会提升；（2）辅助服务费用向用户SAC登记编号:S1340123060006侧传导，用户侧电费承压。Email:yangshuaibo@cnpsec.com⚫投资建议近期研究报告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《电力现货市场加速推进，虚拟电厂会有所扩大，虚拟电厂是提升系统灵活性的有效手段，价差的扩大迎来发展良机》-2023.9.20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。市场有风险，投资需谨慎请务必阅读正文之后的免责条款部分目录1负电价现象及中国储能利用率低问题.........................................................41.1负电价现象和原因.....................................................................41.2负电价的展望.........................................................................61.3独立储能电站概述.....................................................................72日本电改与中国新型电力系统..............................................................102.1日本电改下的电力现货市场值得学习....................................................102.2中国电力现货市场建设加速，新型主体有望受益..........................................113独立储能经济性有望提升..................................................................173.1独立储能商业模式....................................................................173.2独立储能经济性分析（100MW/200MWh独立电站）..........................................194投资建议................................................................................215风险因素................................................................................21请务必阅读正文之后的免责条款部分2图表目录图表1：2022年国内部分现货市场电价情况.................................................4图表2：欧洲各国2022年电力消费数据....................................................5图表3：欧洲各国出现负电价的小时数.....................................................5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..................5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..........................6图表6：中国储能等效利用率偏低.........................................................7图表7：电网侧储能应用主要场景对比.....................................................7图表8：2022年各地独立储能电站新增装机情况............................................8图表9：各地独立储能政策及装机情况.....................................................8图表10：日本电改.....................................................................11图表11：日本电力系统.................................................................11图表12：日本统一电力大市场（电力批发市场JEPX）.......................................11图表13：中国电力现货市场的探索.......................................................13图表14：2017-2023年市场化交易电量及占比..............................................14图表15：2022年电力市场分类型交易电量.................................................14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”）.........................14图表17：全国各地区分伏并网情况（截止2023H1）.........................................15图表18：国内试点地区电力现货市场申报价格上下限(元/MWh)...............................16图表19：2023年部分省份需求侧响应补贴政策.............................................17图表20：部分省份独立储能电站收益模式.................................................18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...........................18图表22：2019H1和2023H1电力辅助服务补偿费用构成......................................18图表23：各类储能技术度电成本.........................................................19图表24：山东独立储能电站.............................................................20图表25：独立储能电站假设条件与收益测算...............................................20请务必阅读正文之后的免责条款部分31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省份年均价年时点最低价年时点最高价燃煤发电基准现货均价相对燃煤基准价上年分时平均日内峰广东(元/MWh)格格价浮比例谷差45322.87%195.4556.5901481.3633217.25%504.8-7.19%415.3山西389.2701500394.943.75%219.9297.822.98%268.8山东366.52-1001500297.859.65%536.9甘肃-河东428.10800282.961.88%548.3甘肃-河西366.230800282.9451.64-0.81891蒙西-呼包457.97-70.861785东蒙西-呼包西省间631.9434.896015资料来源：兰木达电力现货，RMI，中邮证券研究所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。请务必阅读正文之后的免责条款部分4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风电太阳能生物燃料核能水力201720182019202020212022地热能燃煤天然气净进口其他400100%35080%30025060%5.50%20040%0.26%52.35%11.50%15020%10.13%4.14%33.06%1000%21.66%-20%74..9153%%21.72%50德国法国瑞士爱尔兰丹麦西班牙0法国瑞士爱尔兰丹麦0.09%德国资料来源：LowCarbonPower，中邮证券研究所资料来源：《欧洲能源转型中的负电价问题思考》郭欣，中邮证券研究所图表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注：日本电力批发市场最低限价为0，因此，日本数据为电价为0的小时候数据。资料来源：IEA，中邮证券研究所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，因此一些行业为了请务必阅读正文之后的免责条款部分5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资料来源：IEA，中邮证券研究所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），请务必阅读正文之后的免责条款部分6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7：电网侧储能应用主要场景对比图表6：中国储能等效利用率偏低独立储能替代型储能30%28.30%独立储能是以独立主体身份14.80%电网储能用户侧储能直接与电力调度机构签订并替代型储能是延缓或替代25%定义网调度协议，纳入电力并网电网输变电设备的储能电运行及辅助服务管理的储能站20%电站15.30%电网侧的关键节点，负荷15%平均利用率12.2%建设根据具体的需求和应用场景中心地区、临时性负荷增10%地点而定，建设地点较为灵活加地区、阶段性供电可靠6.10%性需求提高地区等5%主要提供调峰、调频、系统备延缓输配电扩容升级/替代作用用、黑启动等辅助服务偏远地区基本供电/替代保障供电等0%新能源配储火电配储收益提供电力辅助服务收益/电提供电力辅助服务/将替代方式力现货交易收益/容量租赁型储能设施成本收益纳入收益等输配电价回收等资料来源：中电联，中邮证券研究所资料来源：中电联中电联电动交通与储能分会，中邮证券研究所请务必阅读正文之后的免责条款部分7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资料来源：清洁能源博览会，中邮证券研究所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序号地区政策名称政策聚焦发展情况投资建设在建8座、装机1.《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》发展运营861MW/1726MWh;累计投运1山东2.《山东省电力现货市场交易规则(试行)》9座、装机3.《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助请务必阅读正文之后的免责条款部分8服务管理实施细则(2023年修订版)》505.95MW/1011.3MWh1.《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》投资建设在建5座、装机2湖南2.《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》发展运营600MW/1200MWh;累计投运9座、装机308.45MW/916.9MWh1.《宁夏“十四五”新型储能发展实施方案》投资建设在建4座、装机发展运营550MW/1100MWh;累计投运3宁夏2.《关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知》3座、装机400MW/800MWh3.《宁夏电力辅助服务市场运营规则》4.《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》1.《江苏省"十四五"新型储能发展实施方案》投资建设在建8座、装机4江苏2.《江苏电力辅助服务(调峰)市场交易规则》501.32MW/900.4MWh;累计投运4座、装机3.《苏州市吴江区分布式光伏规模化开发实施方案》发展运营4.《关于无锡高新区(新吴区)关于节能降碳绿色发展的政策意见》143.88MW/259.6MWh5湖北1.《关于征集新型储能示范试点项目的通知》投资建设在建8座、装机发展运营461.55MW/914.6MWh2.《湖北电力调频辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》1.《安徽省新型储能发展规划》(2022—2025年)投资建设在建7座、装机6安徽2.《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》441.5MW/735.8MWh;累计投运1座、装机3.《合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则》发展运营4.《蚌埠市光伏建筑应用试点城市专项资金使用管理办法》20.85MW/20MWh7青海1.《青海电力市场管理实施细则(初稿)》发展运营累计投运3座、装机232MW/464MWh2.《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》1.《山西省可再生能源发展“十四五”规划》投资建设8山西2.《山西省电力市场规则汇编(试运行V12.0)》3.《山西电力一次调频市场在建1座、装机200MW/200MWh交易实施细则(试行)》发展运营4.《关于印发太原市招商引资若干措施的通知》9河北1.《全省电网侧独立储能布局指导方案投资建设累计投运8座、装机112.95MW/415.25MWh10河南1.《加快我省新型储能发展的实施意见(征求意见稿)》投资建设累计投运16座、装机发展运营100.8MW/100.8MWh2.《河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)》11辽宁/累计投运1座、装机/100MW/400MWh12福建1.《福建省“十四五”能源发展专项规划》投资建设在建1座、装机发展运营100MW/200MWh2.《福建电力市场运营基本规则(试行)》13甘肃1.《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》投资建设累计投运1座、装机发展运营60MW/240MWh2.《甘肃电力现货市场建设方案(结算试运行暂行V2.2)》1.《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》投资建设2.《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》在建1座、装机14广东3.《广东调频辅助服务市场交易实施细则》70MW/140MWh;累计投运44.《深圳市福田区支持战略性新兴产业和未来产业集群发展若干措施》发展运营座、装机30MW/62MWh5.《关于印发《肇庆高新区节约用电支持制造业发展补贴资金申报指南》的通知》1.《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》投资建设2.《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则(试行)(征求意见稿)》在建4座、装机27.5MW/68MWh;累计投运415浙江3.《温州市关于推动新能源高质量发展的若干政策(征求意见稿)》座、装机78MW/156MWh4.《舟山市普陀区清洁能源产业发展专项资金实施管理办法》发展运营5.《杭州市萧山区电力保供三年行动方案(2022—2024)》6.《海盐县贯彻<浙江省推动经济高质量发展若干政策>承接落实方案(征求意见稿)》请务必阅读正文之后的免责条款部分97.《海宁市发展和故革局关于加快推动新型储能发展的实施意见(征求意见稿)》8.《关于加快推动婺城区新型储能发展的实施意见》9.《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案(修订稿)》16天津1.《天津滨海高新区促进新能源产业高质量发展办法》发展运营累计投运1座、装机10MW/10MWh17海南//在建1座、装机5MW/10MWh1.《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》投资建设/18新疆2.《新疆独立储能参与中长期交易实施细则(征求意见稿)》发展运营/3.《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》投资建设/发展运营4.《新疆电力辅助服务市场运营规则征求意见稿)》/发展运营/1.《内蒙古自治区人民政府办公厅关于加快推动新型储能发展的实施意见》/发展运营/19内蒙古2.《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策(2022—2025年)》/发展运营3.《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策(2022—2025年)》/投资建设/1.《关于将储能设施纳入四川自动发电控制辅助服务市场试运行的通知》投资建设/发展运营20四川2.《成都市能源结构调整十条政策措施投资建设发展运营3.《成都市发展和改革委员会关于申报2022年生态文明建设储能领域市级投资建设发展运营预算内基本建设投资项目的通知》投资建设发展运营1.《重庆电力调频辅助服务市场运营规则》21重庆2.《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》3.《铜梁区支持新型储能发展八条措施(试行)》22西藏1.《西藏电力辅助服务管理实施细则》2.《西藏电力并网运行管理实施细则》23广西1.《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》2.《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施(试行)》24江西1.《关于做好新型储能项目全过程管理工作的通知》2.《江西电力调频辅助服务市场运营规则》1.《北京市“十四五”新型储能电站发展专项规划》"十四五"中后期新型储25北京能电站拟建项目征集2.《关于公开征集朝阳区2022年节能减碳项目的通知》26贵州1.《贵州省新型储能项目管理暂行办法(征求意见稿)》2.《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则(修订版)》27吉林1.《吉林省新能源产业高质量发展战略规划(2022—2030年)》28云南1.《云南黑启动辅助服务市场交易规则(试行)》资料来源：中电联中电联电动交通与储能分会,中邮证券研究所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”具请务必阅读正文之后的免责条款部分10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：日本电改资料来源：《投资新型储能产业》胡宇晨等，中邮证券研究所图表11：日本电力系统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12：日本统一电力大市场（电力批发市场JEPX）资料来源：《投资新型储能产业》胡宇晨等，中邮证券研资料来源：《投资新型储能产业》胡宇晨等，中邮证券研究所究所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日国家能源局请务必阅读正文之后的免责条款部分11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。请务必阅读正文之后的免责条款部分12图表13：中国电力现货市场的探索厂网分开前电力省内电力1998年，上海、浙江、山2002年后试点工作名存实亡，2004年5月终止试点现货市场的初步现货市场东、辽宁、吉林和黑龙江6均未进入长周期正式运营探索起步省市进行“厂网分开、竞价缓解弃风、弃风、弃光的”三弃“问题上网”试点2002年后区域区域竞价电力现货市场的市场2002年开始推动东北、华新尝试北和南方区域电力市场试点省间电力2017年“跨区域省间富余可现货市场再生能源电力现货交易市雏形场”试运行，2021年国家能源局正式批复<省间电力现货市场交易规则（试行）>新一轮省2017年选择南方(以广东起第一批试点原则上2022年开展长周期连续试运行；内电力现步)、蒙西、浙江、山西、第二批试点原则上2022H1前启动现货试运行；货市场建山东、福建、四川、甘肃8其他地区2022Q1上报电力现货市场建设方案设个地区作为第一批试点；2021年选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批试点》1、转正机制：各省／区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。2、明确省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点：第一批：2015年电改之（1）浙江（2024年6月前启动现货市场连续结算试运行）后电力现货市场（2）福建（2023年底前开展长周期结算试运行）建设全面加速（3）四川（探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制）第二批：辽宁、江苏、安徽、河南、湖北等力争在2023年底前开展长周期结算试运行；顶层文件2023年9月8日，国家能非试点地区：源局和发改委联合发布《电（1）河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行；力现货市场基本规则（试（2）其他地区（除西藏外）力争在2023年底前具备结算试运行条件；行）》；区域市场：2023年10月12日，国家（1）南方区域：在2023年底前启动结算试运行；能源局与发改委联合发布（2）京津冀：力争2024年6月前启动模拟试运行；《关于进一步加快电力现货（3）长三角：2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制；市场建设工作的通知》省间市场：2023年底前具备连续开市能力；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；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。资料来源：北极星火力发电网、中国电力网、《电力现货市场加速推进，虚拟电厂迎来发展良机-2023年9月20日》王磊等，中邮证券研究所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%。请务必阅读正文之后的免责条款部分13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市场交易电量（亿kWh）占全社会用电量的比例70,00070%60,00060%50,00050%40,00040%30,00030%20,00020%10,00010%0%02017201820192020202120222023E资料来源：中电联，RMI，中邮证券研究所资料来源：北极星火力发电网，中邮证券研究所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”）省新能源参与电力现货市场的现状份山“报量不报价”（V13版可以选择报量报价模式，需待具备条件后实施），平价、扶贫等未入市的新能源场站，可自愿选择西参与市场。广“报量报价”，现阶段试点选择省内220千伏及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业参与电力现货市场交易。东甘“报量报价”，新能源特许权场站、分布式及扶贫光伏等政策允许的特殊发电项目依据其预测发电能力优先出清，不参与市肃场结算。蒙“报量报价”，除扶贫及分布式新能源外，其余新能源发电机组全电量参与现货市场。西山“报量报价”，参与中长期交易的新能源电站全电量参与现货市场；未参与中长期交易的新能源电站预测出力的10%参与东现货市场出清浙完全不参与，作为市场边界条件，按照核定上网电价结算（最新一般浙江电力现货市场征求意见稿是探索逐步建立新能江源参与现货市场）资料来源：新浪财经，君合，北极星火力发电网，中邮证券研究所山东、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）。请务必阅读正文之后的免责条款部分14图表17：全国各地区分伏并网情况（截止2023H1）资料来源：北极星火力发电网，国家能源局，中邮证券研究所请务必阅读正文之后的免责条款部分15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)试点地区申报价格上下限广东0-1500山东-80~1300浙江-200~800(联合循环分轴燃机的汽机不报价，燃机报价上限1200)甘肃40~650四川火电竞价周期385.15577.73，水电竞价周期75~253.72蒙西0~5000山西0~1500福建118~511省间0~3000资料来源：《从<电力现货市场基本规则>到蒙西电力市场设计》温宇晴，《电力现货市场实务》国家电力调度控制中心，山东发改委，甘肃省电力交易中心，澎湃新闻，中邮证券研究所注：浙江、四川、山西、福建的数据截止日期为2022年6月，广东是南方区域电力现货市场的起点请务必阅读正文之后的免责条款部分16图表19：2023年部分省份需求侧响应补贴政策省份时间主要内容贵州2023年7月11日电力用户直接或由负荷聚合商代理参与交易；响应时长：原则上响应时长不低于1小时。虚拟电厂响应能力≥1000kW福建厦门2023年6月29日电力用户：响应负荷能力≥200kW响应价格：响应价格上限为1.5元/千瓦时。负荷聚合商：聚合响应负荷能力≥1000kW单个需求响应资源响应能力≥1000kW,响应时长≥1h用户需求响应补贴=实际响应负荷量×响应时间x补贴价格系数×响应速度系数x补偿基准价格补偿基准价格：4元/kWh补贴价格系数和响应速度系数分别为0~1、1~3当全网电力供应缺口不超过200万千瓦时，在省电力公司营销系统中独立立户、单独计量的直湖南2023年6月26日优先启动削峰需求响应，供终端电力用户可直接或由负荷集成商代理参与需求响应。按响应时段内响应负荷进行补偿，每次补如需求响应不能覆盖电力供应缺口，偿价格不高于10元/千瓦则缺额部分同步组织有序用电2023年全市有序用电方案共安排负荷25.3万千瓦，分6级执行。A级方案：4.22万千瓦；B级方浙江建德2023年6月25日采用A-F级错避峰方案案：8.43万千瓦；C级方案：12.65万千瓦；D级方案：16.86万千瓦；E级方案：21.08万千瓦；F日前邀约发布时间调整为D-3日24:00前，级方案：25.30万千瓦广东2023年5月19日申报截止时间调整为D-1日11:00,灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格1.5元/kWh执行出清时间调整为D-1日12:00实时需求啊应容量补偿：8元/kW·月电力用户：具有电网企业独立用户编号的高压用户电量补偿：日前啊应电量补偿：按照出清价格进行河北2023年4月6日负荷聚台商：单户运行容量在1000千伏安及以下，补偿；日内响应电量补偿：提前4小时响应按照出清及价聚合削峰能力5000kW格1.3倍进行补偿，提前2小时级响应按照出清价格2倍进行补偿；云南2023年4月27日电力用户：响应能力≥1000kW实时响应电量补偿：按照出清价格3倍进行补偿。负荷聚合商：响应能力≥1000kW实时响应补贴：全年统一2.5元/kWh,每天不多于诸能运营商；储能资源总充放电功3次。每次个超过3小时率≥5000kW,持续时长2h,4h内响应能力。邀约型响应：削峰类：0-5元/kWh;填谷类：0-1元/kWh甘肃2023年4月21日电力用户：响应能力≥1000kW，响应时间≥1h;需求响应市场补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原负荷聚合商：响应能力≥5000kW,，响应时间≥1h则，按月在相关市场主体间分摊或返还。四川2023年4月19日需求侧市场化响应以每小时可响应优先将四川电网尖峰电价增收资金等作为市场主体天津2023年1月11日容量为交易标的，需求响应价格的需求侧市场化响应收益的资金来源。若资金不足则上下限暂定为3元/千瓦时和0元/千瓦时。另行疏导。单个工业用户单次申报响应量≥3000KWh,非工业用户单次申报响应量≥600KWh,邀约型填谷需求响应补贴价格1元/kwh负荷集成商，聚合总响应能力≥6000KWh资料来源：国际能源网，中邮证券研究所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。请务必阅读正文之后的免责条款部分17图表20：部分省份独立储能电站收益模式独立储能电站收益模式推广程度全国普遍推广无电力现货交易地区调峰补偿湖南、宁夏等调峰补偿+容量租赁山西推进中山东推进中电力现货交易+调频补偿待落地含电力现货交易地区电力现货交易+容量租赁+容量补偿电力现货交易+容量租赁+辅助服务+容量市场资料来源：储能与电力市场，北极星电力网，毕马威，中邮证券研究所其中，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图表22：2019H1和2023H1电力辅助服务补偿费用构成比例情况4%3.27%2019H12023H13%3%2.71%70%3%60%2%50%2%40%0.92%30%1%0.49%0.36%20%1%10%0%0%华北东北西北华东华中南方调峰调频备用其他资料来源：观研天下，中邮证券研究所资料来源：观研天下，中邮证券研究所目前的峰谷差下，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。请务必阅读正文之后的免责条款部分18图表23：各类储能技术度电成本分类储能类型装机规模投资成本(元/Wh)度电成本(元/kWh)锂离子电池1.3-1.7↵0.49-0.68电化学储能钠离子电池1.1-1.5↵0.67-0.88液流电池(全钒)100MW/500MWh2.5-3.9↵0.71-0.9510-15元/W0.45-0.5物理飞轮储能2MW/0.4MWh5-6元/W储能压缩空气储能100MW以上资料来源：《2023中国虚拟电厂产业发展白皮书》中国化学与物理电源行业协会，中邮证券研究所注：钠离子电池成本为规模化量产理论投资成本3.2独立储能经济性分析（100MW/200MWh独立电站）共性假设：建设成本、运维市场均相同。1.山东地区（调频服务和电力现货市场套利目前只能2选1）根据山东电力交易中心，共有8个储能电站参与电力市场交易，参与现货交易2亿度电。若不考虑压缩空气储能及后两个储能电站，截止2023年1月29日，5个电站参与市场天数为1590天。假设2亿度电是储能电站在现货市场的发电量，则储能电站调用次数为0.63次/d。目前每kWh单次调用成本0.98元/次，山东电力现货市场价差为0.53-0.63元/kWh。100MW/200MWh电站，山东容量补贴约330万/年，容量租赁2400万/年。假设不考虑运维费用及补贴下降，IRR为3.8%。根据兰木达数据，实际峰谷价差套利目前只能做到50%左右，其次随着新能源电力进入市场，2充2放策略很难。请务必阅读正文之后的免责条款部分19图表24：山东独立储能电站图表25：独立储能电站假设条件与收益测算储能电站调用次数次/d0.63充放电时长h2充电电价（13-14点）元/MWh-80电站名称储能技术类型功率容量能量容量受理时间放电电价（18-19点）元/MWh447~551.6（MW）（MWh）留格国投储能电站锂离子电池2022/2/25价差元/kWh0.6藤源华电储能电站锂离子电池1012022022/2/25关家三峡储能电站锂离子电池1012022022/2/25项目造价元/Wh2.25全福华能储能电站锂离子电池1002002022/3/10孟家诺能储能电站锂离子电池1002002022/5/13项目运营周期年10肥城中储储能电站压缩空气1002002022/7/11古路台阳储能电站锂离子电池总调用次数次2296伏羲中广储能电站锂离子电池10100单次调用成本元/次0.98100200100200电力现货市场套利万元2755储能租赁价格元/kWh·y150租赁比例%80%租赁收益万元2400容量补偿万元330资料来源：EESA，中邮证券研究所资料来源：EESA，山东电力现货市场2023年1月结算试运行工作日报，中邮证券研究所2.浙江地区（暂时无法电力现货套利）（1）容量补贴：前3年分别为2000、1800、1600万元（浙江暂时没有容量租赁指导价，此处暂不计入）；（2）调峰收益：参考《浙江省第三方主体参与电力辅助服务市场交易规则(试行)》，填谷补贴不高于320元/MWh，顶峰补贴不高于1000元/MWh；假设年运行300次；注：调峰与现货市场套利2选1调频收益：参考根据2021年4~6月第四次结算时，调频容量平均出清价格为117元/MWh，平均调频里程出清价格为8.85元/MW，调频容量按15%额定装机出力15MW，每天中标12h，一年按350天计算:调频容量出清价100元/MWh;调节里程出清价8元/MW:（3）现货市场套利：按350次充放，10年寿命，峰谷价差为583.9元/MWh。我们计算浙江地区独立储能IRR为7.6%。请务必阅读正文之后的免责条款部分204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；再次利好分布式电源，建议关注#晶科科技、芯能科技。5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。请务必阅读正文之后的免责条款部分21中邮证券投资评级说明投资评级标准类型评级说明股票评级买入预期个股相对同期基准指数涨幅在20%以上报告中投资建议的评级标准：增持预期个股相对同期基准指数涨幅在10%与20%之间报告发布日后的6个月内的相行业评级中性预期个股相对同期基准指数涨幅在-10%与10%之间对市场表现，即报告发布日后回避预期个股相对同期基准指数涨幅在-10%以下的6个月内的公司股价（或行可转债强于大市预期行业相对同期基准指数涨幅在10%以上业指数、可转债价格）的涨跌评级中性预期行业相对同期基准指数涨幅在-10%与10%之间幅相对同期相关证券市场基准弱于大市预期行业相对同期基准指数涨幅在-10%以下指数的涨跌幅。推荐预期可转债相对同期基准指数涨幅在10%以上市场基准指数的选取：A股市谨慎推荐预期可转债相对同期基准指数涨幅在5%与10%之间场以沪深300指数为基准；新中性预期可转债相对同期基准指数涨幅在-5%与5%之间三板市场以三板成指为基准；回避预期可转债相对同期基准指数涨幅在-5%以下可转债市场以中信标普可转债指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。分析师声明撰写此报告的分析师（一人或多人）承诺本机构、本人以及财产利害关系人与所评价或推荐的证券无利害关系。本报告所采用的数据均来自我们认为可靠的目前已公开的信息，并通过独立判断并得出结论，力求独立、客观、公平，报告结论不受本公司其他部门和人员以及证券发行人、上市公司、基金公司、证券资产管理公司、特定客户等利益相关方的干涉和影响，特此声明。免责声明中邮证券有限责任公司（以下简称“中邮证券”）具备经中国证监会批准的开展证券投资咨询业务的资格。本报告信息均来源于公开资料或者我们认为可靠的资料，我们力求但不保证这些信息的准确性和完整性。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价，中邮证券不对因使用本报告的内容而导致的损失承担任何责任。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策。中邮证券可发出其它与本报告所载信息不一致或有不同结论的报告。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且不予通告。中邮证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或者计划提供投资银行、财务顾问或者其他金融产品等相关服务。《证券期货投资者适当性管理办法》于2017年7月1日起正式实施，本报告仅供中邮证券客户中的专业投资者使用，若您非中邮证券客户中的专业投资者，为控制投资风险，请取消接收、订阅或使用本报告中的任何信息。本公司不会因接收人收到、阅读或关注本报告中的内容而视其为专业投资者。本报告版权归中邮证券所有，未经书面许可，任何机构或个人不得存在对本报告以任何形式进行翻版、修改、节选、复制、发布，或对本报告进行改编、汇编等侵犯知识产权的行为，亦不得存在其他有损中邮证券商业性权益的任何情形。如经中邮证券授权后引用发布，需注明出处为中邮证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节或修改。中邮证券对于本申明具有最终解释权。请务必阅读正文之后的免责条款部分22公司简介中邮证券有限责任公司，2002年9月经中国证券监督管理委员会批准设立，注册资本50.6亿元人民币。中邮证券是中国邮政集团有限公司绝对控股的证券类金融子公司。公司经营范围包括：证券经纪；证券自营；证券投资咨询；证券资产管理；融资融券；证券投资基金销售；证券承销与保荐；代理销售金融产品；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问。此外，公司还具有：证券经纪人业务资格；企业债券主承销资格；沪港通；深港通；利率互换；投资管理人受托管理保险资金；全国银行间同业拆借；作为主办券商在全国中小企业股份转让系统从事经纪、做市、推荐业务资格等业务资格。公司目前已经在北京、陕西、深圳、山东、江苏、四川、江西、湖北、湖南、福建、辽宁、吉林、黑龙江、广东、浙江、贵州、新疆、河南、山西、上海、云南、内蒙古、重庆、天津、河北等地设有分支机构，全国多家分支机构正在建设中。中邮证券紧紧依托中国邮政集团有限公司雄厚的实力，坚持诚信经营，践行普惠服务，为社会大众提供全方位专业化的证券投、融资服务，帮助客户实现价值增长，努力成为客户认同、社会尊重、股东满意、员工自豪的优秀企业。中邮证券研究所上海邮箱：yanjiusuo@cnpsec.com北京地址：上海市虹口区东大名路1080号邮储银行大厦3邮箱：yanjiusuo@cnpsec.com楼地址：北京市东城区前门街道珠市口东大街17号邮编：200000邮编：100050深圳邮箱：yanjiusuo@cnpsec.com地址：深圳市福田区滨河大道9023号国通大厦二楼邮编：518048请务必阅读正文之后的免责条款部分23