公用事业及环保产业行业研究:海外视角看,市场化如何促进新能源消纳?-20230711-国金证券-31页_2mb
报告摘要
公用事业及环保产业行业研究报告总结
核心内容概述
本报告分析了海外电力市场在市场化机制下的发展路径,以及国内电力市场在市场化改革进程中的现状与未来方向。重点探讨了电能量市场与辅助服务市场在平衡机制中的作用,集中式与分散式市场模式的差异,以及容量补偿机制的必要性与实施方式。同时,提出了适应我国国情的电力市场化路径,包括发输配售分离、集中式市场建设、容量市场建立等,并结合投资建议与风险提示,为相关行业参与者提供了参考方向。
主要观点
海外电力市场共识与分歧
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共识:
- 建立平衡机制,通过电能量市场与辅助服务市场实现电力供需的实时平衡。
- 价格信号对市场参与者具有重要指导作用,海外市场普遍设置较宽的价格区间,以反映供需变化。
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分歧:
- 集中式VS分散式市场模式:
- 集中式市场更注重系统经济效率,考虑网络与机组约束,有助于电能量收益确定性与调节资源调度。
- 分散式市场更强调市场自由度,利于需求侧资源的灵活响应,但价格信号不够稳定,收益不确定性较高。
- 容量补偿机制的必要性:
- 不同市场对容量补偿的理解不同,如美国PJM采用容量拍卖前置机制,得州采用稀缺定价机制,德国采用虚拟电厂与储备电厂结合的方式。
- 集中式VS分散式市场模式:
国内电力市场现状
- 源网侧补偿:目前主要采用政府定价模式,调峰、调频、备用等辅助服务补偿已初步建立。
- 需求侧管理:尚处于发展阶段,政策正在逐步推进,强调需求响应、节约用电、绿色用电等方向。
- 市场化推进:随着电力体制改革的深化,集中式市场模式成为主流,部分省份已探索容量补偿机制。
关键信息
海外市场机制与实践
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PJM市场:
- 采用容量拍卖前置机制,设置BRA市场价作为投资锚点,引导传统电源投资。
- 容量电价周期性波动,目前处于下行周期。
- 储能主要参与调频辅助服务,1小时及以下储能占比高,限制其参与容量市场。
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得州市场:
- 采用稀缺定价机制,设置极高电价上限,用于筛选高弹性负荷,但存在价格波动风险与投资不确定性。
- 2021年寒流事件导致电价飙升,引发用户负担加重与市场风险。
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德国市场:
- 未采用容量电价机制,依靠虚拟电厂与储备电厂实现供需平衡。
- 虚拟电厂资源池总容量达1120万千瓦,涵盖多种分布式资源。
- 储能主要服务于调频服务,部分地区已实现储能与电网协调运行。
国内市场发展路径
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发输配售分离:
- 基础工作已完成,未来将进一步推进调节资源调度的市场化。
- 鼓励工商业用户进入市场,缩小电网代理购电规模。
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集中式市场建设:
- 国内现货试点省份多采用集中式市场,有利于价格信号清晰与系统经济效率提升。
- 未来将探索电能量与辅助服务联合出清,提升市场效率。
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容量市场建设:
- 容量补偿机制有助于传统电源(如火电)投资与盈利结构改善。
- 容量费用占比逐年下降,但仍是保障用能安全的重要手段。
- 未来将推动火电灵活性改造,增强调节能力,提高容量补偿的合理性。
投资建议
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火电转型:
- 推荐“火转绿”龙头华能国际,其具备区域布局优势,未来盈利结构有望优化。
- 推荐江苏国信,作为区域火电龙头,具备沿海负荷中心与西北大基地的双重布局优势。
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调节资源:
- 推荐火电灵活性改造设备龙头青达环保,公司业务覆盖脱硝设备与蓄热系统。
- 推荐抽水蓄能运营商南网储能,其具备稳定的现金流回报与IRR保障机制。
- 推荐抽水蓄能设备商浙富控股,具备丰富的水电设备制造经验,未来有望受益于抽蓄建设加速。
- 推荐电化学储能温控设备商申菱环境,其在储能温控领域具备技术优势与产能释放预期。
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需求侧管理:
- 推荐南网能源,其在综合能源与工商业储能运营方面具备领先优势。
风险提示
- 电力市场化推进节奏不及预期,可能影响调节资源收益。
- 市场交易难度增大,可能导致量价风险上升。
- 保供电源与调节资源需求不及预期,可能影响投资回报。
图表要点
- 海外电力市场普遍设置平衡机制,集中式市场更利于价格信号与系统效率。
- 国内现货试点省份以集中式市场为主,价格区间尚需拉大。
- 储能技术发展与市场机制完善相辅相成,虚拟电厂与容量补偿机制是关键方向。
- 火电灵活性改造与容量补偿机制推动火电投资与盈利结构优化。
总结
电力市场化是推动新能源消纳、保障电力安全的重要手段。集中式市场建设与容量补偿机制推广将为火电投资、调节资源建设与需求侧管理带来发展机遇。随着新能源装机占比提升与电网互联能力增强,我国电力市场将逐步向更高效、更灵活的方向演进。
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