新能源、环保领域碳中和动态追踪（五十七）：南方区域电力市场试运行，电力优化配置能力升级

事件：7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。当日，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。
南方区域电力市场运营机制不断完善，市场覆盖范围、市场交易品种扩大。以构建多层次统一电力市场体系为目标，南方区域电力市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省（区），由中长期电能量交易、现货电能量交易和电力辅助服务交易“三大支柱”组成，面向发电企业、售电公司、电力用户以及负荷聚合商、独立储能等新兴市场主体开放，推动电力资源在更大范围内优化配置。南方区域电力市场启动试运行后，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易。
市场化交易电量比例进一步提高，向用户释放改革红利。2021年南方区域市场化电量6702.8亿千瓦时，占总电量比例达46.6%，据南方电网预测，2022年全年市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右。跨区跨省交易周期更短、频次更高，通过电力现货市场，可以根据市场实时供求情况，发现电力在不同时间、不同空间的价格，推动整个社会高效用能。“每度电报价最高可达1.5元，最低低至几分钱甚至是零元，更准确反映电能供需关系。”
辅助服务市场品种与补偿机制有望理顺，市场化主体参与度提高。南方区域基本建成以“区域调频+省级调峰”为主的电力辅助服务市场体系，据南方电网统计，2019年至2022年6月调频市场运行补偿费用35亿元，调峰市场为新能源腾出13亿千瓦时消纳空间。发电侧并网主体、新型储能、可调节负荷（包括通过负荷聚合商、虚拟电厂等形式聚合）等将通过市场化方式开展辅助服务交易，维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源消纳，并逐步建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
市场化交易为新能源消纳保驾护航，绿电交易环境溢价推动低碳变革。南方区域电力市场建立健全后，将开展更短周期、更高频次的电力交易，可以应对新能源发电的随机性和波动性，让能源资源调配更灵活。南方区域电力市场还是国家绿色电力交易试点平台。绿色电力交易自2021年试点以来，至2022年7月已累计成交电量25.7亿千瓦时，建立了“电能量价格+环境溢价”价格机制，可满足外向型企业使用绿电的需要。
投资建议：新能源比例提升带来的调节资源需求增大，辅助服务需求增长，电力市场机制日益健全完善，火电、储能及负荷聚合商、虚拟电厂等调节资源的盈利模式改善、收益提升。储能板块：重点推荐阳光电源、宁德时代两大储能龙头；PCS/EMS/BMS及集成环节：关注科陆电子、科士达、盛弘股份、星云股份；EPC环节：关注南网科技、林洋能源；电池环节：关注亿纬锂能、天能股份；消防温控环节：关注青鸟消防、国安达、英维克。虚拟电厂技术服务与运营商板块：建议关注恒实科技、国能日新。火电板块：建议关注国电电力、华能国际。
风险分析：电力交易市场化改革进展不及预期风险；储能降本不及预期风险；储能政策支持力度不及预期风险。

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