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-中邮证券_23页_1mb

电力设备行业深度报告总结

1. 负电价现象及系统灵活性不足
2022年国内部分现货市场出现负电价，如山东日前市场最低价达-40元/MWh。负电价反映系统灵活性不足，主要由以下因素导致：

• 发电侧灵活性差，如火电、水电调峰能力受限；
• 需求侧对电价反应不敏感，缺乏灵活调节资源；
• 储能容量不足，难以通过套利平抑价格波动。
  负电价既暴露系统短板，也为新能源消纳和储能发展提供价格信号，推动系统灵活性提升。例如，丹麦风电占比超50%却与德国同处负电价水平，显示其负荷控制能力较强。

2. 中国储能利用率低及解决方案
国内储能等效利用率偏低，新能源配储仅为61%。独立储能通过直接参与电力市场交易可显著提升利用效率，如山东独立储能电站日均运行533小时，远高于配储的192小时。政策推动方面：

• 试点省份（如山西、山东、甘肃、青海、广东）明确独立储能参与现货市场规则；
• 鼓励“新能源+储能”模式，探索容量机制；
• 部分省份（如湖南、宁夏）推广调峰补偿+容量租赁收益模式。

3. 电力现货市场建设加速
2023年10月国家能源局与发改委联合发布文件，推动电力现货市场建设，核心政策包括：

• 价格机制：逐步放开电价上下限，现货市场连续运行地区调频费用可向用户侧疏导，或导致用户侧电价上涨；
• 主体扩展：纳入储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体，探索新能源与储能联合交易；
• 时间节点：2023年底前多数试点省份（如浙江、福建、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北）启动现货市场长周期结算试运行；
• 新能源入市：2030年全面参与市场交易，高占比省份适当放宽中长期合同签约比例，促进分布式新能源参与。

4. 独立储能经济性提升路径
独立储能电站通过多元商业模式提升盈利潜力，包括：

• 现货市场套利：山东100MW/200MWh电站以0.53-0.63元/kWh价差和0.98元/次调用成本测算，IRR可达38%；
• 容量租赁与补贴：山东容量补贴约330万元/年，租赁收益约2400万元/年；
• 辅助服务收益：调峰补偿（如浙江填谷补贴上限320元/MWh、顶峰补贴1000元/MWh）及调频服务（调频容量出清价117元/MWh，里程出清价885元/MW）成为重要收入来源。
  技术成本方面，锂离子电池度电成本约0.49-0.68元/kWh，压缩空气储能成本较低（0.45-0.5元/kWh），但调峰和现货套利需较高价差支撑。

5. 虚拟电厂与分布式能源发展机遇

• 虚拟电厂：通过聚合需求响应资源提升系统灵活性，尤其在系统调峰能力不足的区域（如山东），价差扩大将增强其盈利性；
• 分布式电源：高占比省份（如山东、江苏、浙江）推动分布式光伏参与市场交易，需完善配套政策。

6. 投资建议与风险提示

• 推荐标的：优先关注虚拟电厂相关企业（国能日新、朗新科技、金智科技、经纬股份），其次为独立储能运营商（万里扬），再者为分布式能源企业（晶科科技、芯能科技）；
• 风险因素：电力市场机制改革进度不及预期可能导致储能IRR偏低，影响装机积极性；报告数据更新不及时可能影响结论准确性。

7. 借鉴日本电改经验
日本电改以“放开两头、管住中间”为核心，建立统一电力市场并区分电能、容量、调节等交易类型。其经验对中国新型电力系统建设具有参考意义，如推动现货市场多层级发展、完善辅助服务费用疏导机制。

核心结论
电力现货市场加速建设将扩大价差空间，推动储能、虚拟电厂及分布式能源发展。独立储能通过参与现货交易与辅助服务可改善经济性，但需依赖政策完善和市场机制成熟。建议重点关注具备技术优势和政策红利的企业，同时需警惕市场推进不及预期风险。