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1、证券研究报告:电力设备|深度报告 2023 年 10 月 30 日 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 行业投资评级行业投资评级 强于大市强于大市|维持维持 行业基本情况行业基本情况 收盘点位 7225.14 52 周最高 10605.04 52 周最低 6990.61 行业相对指数表现行业相对指数表现(相对值)(相对值)资料来源:聚源,中邮证券研究所 研究所研究所 分析师:王磊 SAC 登记编号:S01 Email: 研究助理:杨帅波 SAC 登记编号:S06 Email: 近期研究报告近期研究报告 电力现货市场加速推进,虚拟
2、电厂迎来发展良机-2023.9.20 电力现货市场系列报告电力现货市场系列报告 1 1:简析简析负电价现象及独立负电价现象及独立储能经济性储能经济性 投资要点投资要点 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。电力现货市场加速,电力现货市场加速,20232023 年年 1010 月月 1212 日国家能源局和发改委日国家能源局和发改委联联合发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知合发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知,其中主要内容:(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
3、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。目前目前 2 2 大趋势大趋势:(:(1 1)价格上下限
4、会逐步放开)价格上下限会逐步放开(新能源电力入(新能源电力入市)市),虚拟电厂和独立储能的,虚拟电厂和独立储能的 I IRRRR 会提升;(会提升;(2 2)辅助服务费用向用户)辅助服务费用向用户侧传导,用户侧电费承压侧传导,用户侧电费承压。投资建议投资建议 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 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:风险提示:电力市场机制推进不及预期的风险;研报使
5、用的信息数据更新不及时的风险。-27%-22%-17%-12%-7%-2%3%8%13%18%---10电力设备沪深300 请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 目录 1 1 负电价现象及中国储能利用率低问题负电价现象及中国储能利用率低问题 .4 4 1.1 1.1 负电价现象和原因负电价现象和原因 .4 4 1.2 1.2 负电价的展望负电价的展望 .6 6 1.3 1.3 独立储能电站概述独立储能电站概述 .7 7 2 2 日本电改与中国新型电力系统日本电改与中国新型电力系统 .1010 2.1 2.1 日本电改下的
6、电力现货市场值得学习日本电改下的电力现货市场值得学习 .1010 2.22.2 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加速,新型主体有望受益 .1111 3 3 独立储能经济性有望提升独立储能经济性有望提升 .1717 3.1 3.1 独立储能商业模式独立储能商业模式 .1717 3.2 3.2 独立储能经济性分析(独立储能经济性分析(100MW/200MWh100MW/200MWh 独立电站)独立电站).1919 4 4 投资建议投资建议.2121 5 5 风险因素风险因素.2121 4UfWoYeXvZFYhUpY6MbP6MoMqQmOpMjMmNmMlOnOpO
7、bRpOoOvPmQrOuOoOnM 请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 图表目录图表目录 图表图表 1 1:20222022 年国内部分现货市场电价情况年国内部分现货市场电价情况 .4 4 图表图表 2 2:欧洲各国欧洲各国 20222022 年电力消费数据年电力消费数据 .5 5 图表图表 3 3:欧洲各国出现负电价的小时数欧洲各国出现负电价的小时数 .5 5 图表图表 4 4:2019H12019H1-2023H12023H1 各地区批发电价为负的小时数和可再生能源发电量占比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 5 图表图表 5 5:20192019-2023H120
8、23H1 各地区电价日均标准差及可再生能源发电量占比各地区电价日均标准差及可再生能源发电量占比 .6 6 图表图表 6 6:中国储能等效利用率偏低中国储能等效利用率偏低 .7 7 图表图表 7 7:电网侧储能应用主要场景对比电网侧储能应用主要场景对比 .7 7 图表图表 8 8:2022 2022 年各地独立储能电站新增装机情况年各地独立储能电站新增装机情况 .8 8 图表图表 9 9:各地独立储能政策及装机情况各地独立储能政策及装机情况 .8 8 图表图表 1010:日本电改日本电改 .1111 图表图表 1111:日本电力系统日本电力系统 .1111 图表图表 1212:日本统一电力大市场
9、(电力批发市场日本统一电力大市场(电力批发市场 JEPXJEPX).1111 图表图表 1313:中国电力现货市场的探索中国电力现货市场的探索 .1313 图表图表 1414:20 年市场化交易电量及占比年市场化交易电量及占比 .1414 图表图表 1515:20222022 年电力市场分类型交易电量年电力市场分类型交易电量 .1414 图表图表 1616:新能源参与电力现货市场模式(新能源参与电力现货市场模式(“报量不报价报量不报价”+“报量报价报量报价”).1414 图表图表 1717:全国各地区分伏并网情况(截止全国各地区分伏并网情况(截止 2023H120
10、23H1).1515 图表图表 1818:国内试点地区电力现货市场申报价格上下限国内试点地区电力现货市场申报价格上下限(元元/MWh)/MWh).1616 图表图表 1919:20232023 年部分省份需求侧响应补贴政策年部分省份需求侧响应补贴政策 .1717 图表图表 2020:部分省份独立储能电站收益模式部分省份独立储能电站收益模式 .1818 图表图表 2121:2019H12019H1 各区域电力辅助服务补偿费用占上网费用比例情况各区域电力辅助服务补偿费用占上网费用比例情况 .1818 图表图表 2222:2019H12019H1 和和 2023H12023H1 电力辅助服务补偿费用
11、构成电力辅助服务补偿费用构成 .1818 图表图表 2323:各类储能技术度电成本各类储能技术度电成本 .1919 图表图表 2424:山东独立储能电站山东独立储能电站 .2020 图表图表 2525:独立储能电站假设条件与收益测算独立储能电站假设条件与收益测算 .2020 请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 1 1 负电价现象及中国储能利用率低问题负电价现象及中国储能利用率低问题 1.1 1.1 负电价负电价现象现象和原因和原因 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、法奥地利、法国、瑞士分别在国、瑞士分别在 20082008 年、年、20102010 年和年和
12、 20132013 年引入负电价年引入负电价,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。图表图表1 1:20222022 年国内部分现货市场电价情况年国内部分现货市场电价情况 省份 年均价(元/MWh)年时点最低价格 年时点最高价格 燃煤发电基准价 现货均价相对燃煤基准价上浮比例 年分时平均日内峰谷差 广东广东 556.59 0 14
13、81.36 453 22.87%195.4 山西山西 389.27 0 1500 332 17.25%504.8 山东山东 366.52-100 1500 394.9-7.19%415.3 甘肃甘肃-河东河东 428.1 0 800 297.8 43.75%219.9 甘肃甘肃-河西河西 366.23 0 800 297.8 22.98%268.8 蒙西蒙西-呼包呼包东东 451.64-0.8 1891 282.9 59.65%536.9 蒙西蒙西-呼包呼包西西 457.97-70.86 1785 282.9 61.88%548.3 省间省间 631.94 34.89 6015 资料来源:兰木
14、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(4555%),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
15、分 5 图表图表2 2:欧洲各国欧洲各国 20222022 年电力消费数据年电力消费数据 图表图表3 3:欧洲各国出现负电价的小时数欧洲各国出现负电价的小时数 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 图表图表4 4:20192019H1H1-20232023H H1 1 各地区各地区批发电价为负的小时数和可再生能源批发电价为负的小时数和可再生能源发电量占比发电量占比 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
16、的变革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21.66%7.95%0.09%33.06%52.35%21.72%10.13%4.13%4.14%0.26%5.50%11.50%-20%0%20%40%60%80%100%德国法国瑞士爱尔兰丹麦西班牙风电太阳能生物燃料核能水力地热能燃煤天然气净进口其他0500300350400德国法国瑞士爱尔兰丹麦2002020212022 请务必阅读正文之后的免
17、责条款部分 6 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。负电价、价差和波动性的增大,储能套利空间持续改善。图表图表5 5:2 2019019-2023H12023H1 各地区电价日均标准差及可再生能源发电量占比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 1.2 负电价的展望负电价的展望 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
18、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 7 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
19、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 1.3 独立储能电站独立储能电站概述概述 配储利用率低,独立储能可参与电力市场交易配储利用率低,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
20、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。
21、图表图表6 6:中国储能等效利用率偏低中国储能等效利用率偏低 图表图表7 7:电网侧储能应用主要场景对比电网侧储能应用主要场景对比 独立储能独立储能 替代型储能替代型储能 定义 独立储能是以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议,纳入电力并网运行及辅助服务管理的储能电站 替代型储能是延缓或替代电网输变电设备的储能电站 建设 地点地点 根据具体的需求和应用场景而定,建设地点较为灵活 电网侧的关键节点,负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等 主要 作用作用 提供调峰、调频、系统备用、黑启动等辅助服务 延缓输配电扩容升级/替代偏远地区基本供电/替代保障供电等 收益
22、方式方式 提供电力辅助服务收益/电力现货交易收益/容量租赁收益等 提供电力辅助服务/将替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等 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 6.10%15.30%14.80%28.30%0%5%10%15%20%25%30%新能源配储火电配储电网储能用户侧储能平均利用率 12.2%请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 独立储能建设景气度提升独立储能建设景气度提升,主要集中在山东、山西等地,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
23、,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。图表图表8 8:2022 2022 年各地独立储能电站新增装机情况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
24、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。图表图表9 9:各地独立储能政策各地独立储能政策及装机情况及装机情况 序号 地区 政策名称 政策聚焦 发展情况 1 山东 1.关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施 投资建设 在建 8 座、装机861MW/1726MWh;累计投运9 座、装机2.山东省电力现货市场交易规则(试行)3.山东省电力并网运行管理实施
25、细则(2023 年修订版)山东省电力辅助发展运营 请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 服务管理实施细则(2023 年修订版)505.95MW/1011.3MWh 2 湖南 1.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600MW/1200MWh;累计投运9 座、装机308.45MW/916.9MWh 2.湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则 发展运营 3 宁夏 1.宁夏“十四五”新型储能发展实施方案 2.关于开展 2022 年新型储能项目试点工作的通知 投资建设 在建 4 座、装机550MW/1100MWh;累计投运3 座、装机 400MW/800MWh 3.
26、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 发展运营 4 江苏 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501.32MW/900.4MWh;累计投运 4 座、装机143.88MW/259.6MWh 2.江苏电力辅助服务(调峰)市场交易规则 3.苏州市吴江区分布式光伏规模化开发实施方案 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 发展运营 5 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461.55MW/914.6MWh 2.湖北电力调频辅助服务市场交易规则(征求意见稿)发展运营 6
27、 安徽 1.安徽省新型储能发展规划(20222025 年)投资建设 在建 7 座、装机441.5MW/735.8MWh;累计投运 1 座、装机20.85MW/20MWh 2.安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)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 4.蚌埠市光伏建筑应用试点城市专项资金使用管理办法 发展运营 7 青海 1.青海电力市场管理实施细则(初稿)2.青海电力辅助服务市场运营规则(试行)发展运营 累计投运 3 座、装机232MW/464MWh 8 山西 1.山西省可再生能源发展“十四五”规划 投资建设 在建 1 座、装机200MW/200MWh 2.山西省电力市场规
28、则汇编(试运行 V12.0)3.山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)4.关于印发太原市招商引资若干措施的通知 发展运营 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/415.25MWh 10 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100.8MW/100.8MWh 2.河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)发展运营 11 辽宁/累计投运 1 座、装机100MW/400MWh 12 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100MW/200MWh 2.福建电力市场运
29、营基本规则(试行)发展运营 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60MW/240MWh 2.甘肃电力现货市场建设方案(结算试运行暂行 V2.2)发展运营 14 广东 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 在建 1 座、装机70MW/140MWh;累计投运 4座、装机 30MW/62MWh 2.广东省新型储能参与电力市场交易实施方案 3.广东调频辅助服务市场交易实施细则 4.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 5.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 发展运营 15 浙江 1.关
30、于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见 投资建设 在建 4 座、装机27.5MW/68MWh;累计投运 4座、装机 78MW/156MWh 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)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)4.舟山市普陀区清洁能源产业发展专项资金实施管理办法 5.杭州市萧山区电力保供三年行动方案(20222024)6.海盐县贯彻承接落实方案(征求意见稿)发展运营 请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 7.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
31、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/10MWh 17 海南/在建 1 座、装机5MW/10MWh 18 新疆 1.关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知 2.新疆独立储能参与中长期交易实施细则(征求意见稿)投资建设/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 4.新疆电力辅助服务市场运营规则征求意见稿)发展运营 19 内蒙古 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 2.内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策(20222025 年)投资建设/3.
32、内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策(20222025 年)发展运营 20 四川 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 2.成都市能源结构调整十条政策措施 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预算内基本建设投资项目的通知 发展运营/21 重庆 1.重庆电力调频辅助服务市场运营规则 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)发展运营/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 发展运营/23 广西 1.广西新型储能发展规划(20232030 年)2.加快推
33、动广西新型储能示范项目建设的若干措施(试行)投资建设/24 江西 1.关于做好新型储能项目全过程管理工作的通知 投资建设/2.江西电力调频辅助服务市场运营规则 发展运营 25 北京 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 能电站拟建项目征集 投资建设/2.关于公开征集朝阳区 2022 年节能减碳项目的通知 发展运营 26 贵州 1.贵州省新型储能项目管理暂行办法(征求意见稿)投资建设/2.贵州电力调峰辅助服务市场交易规则(修订版)发展运营 27 吉林 1.吉林省新能源产业高质量发展战略规划(20222030 年)投资建设/28 云南 1.云南黑启动辅助服务市场交易规则(
34、试行)发展运营/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 2 日本电改与中国新型电力系统日本电改与中国新型电力系统 2.1 2.1 日本电改日本电改下的电力现货市场下的电力现货市场值得学习值得学习 放开两头,管住中间,建议统一大市场放开两头,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 11 有较高的一致性;日本电改的日本电改的核心核心是是建立统一大电网建立统一大电网(之前区
35、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(到到 20252025 年,全国统一电力市场体系初步建成年,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。图表图表1010:日本电改日本电改 资料来源:投资新型储能产业 胡宇晨等,中邮证券研究所 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
36、、日内市场以及远期市场的多市场交易体系。图表图表1111:日本电力系统日本电力系统 图表图表1212:日本统一电力大市场(电力批发市场日本统一电力大市场(电力批发市场 J JEPXEPX)资料来源:投资新型储能产业 胡宇晨等,中邮证券研究所 资料来源:投资新型储能产业 胡宇晨等,中邮证券研究所 2.2 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虚拟电厂、独立储能
37、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 12 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
38、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 13 图表图表1313:中国电力现货市场的探索中国电力现货市场的探索 厂网分开前电力现货市场的初步探索 省内电力现货市场起步 1998 年,上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江 6省市进行“厂网分开、竞价上网”试点 2002 年后试点工作名存实亡,2004 年 5 月终止试点 2002 年后区域电力现货市场的新尝试 区域竞价市场 2002 年开始推
39、动东北、华北和南方区域电力市场试点 均未进入长周期正式运营 2015 年电改之后电力现货市场建设全面加速 省间电力现货市场雏形 2017 年“跨区域省间富余可再生能源电力现货交易市场”试运行,2021 年国家能源局正式批复 缓解弃风、弃风、弃光的”三弃“问题 新一轮省内电力现货市场建设 2017 年选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 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 第一批试点原则上 2022 年开展长周期连续试运行;第二批试点原则上 2022H1 前启动现货试运行;其他地区 2022Q1 上报电力现货市场
40、建设方案 顶层文件 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);2023 年 10 月 12 日,国家能源局与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 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:(1)浙江(2024 年 6 月前启动现货市场连续结算试运行)(2)福建(2023 年底前开展长周期结算试运行)(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
41、争在 2023 年底前开展长周期结算试运行;非试点地区:(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;(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;区域市场:(1)南方区域:在 2023 年底前启动结算试运行;(2)京津冀:力争 2024 年 6 月前启动模拟试运行;(3)长三角:2023 年底前建立长三角电力市场一体化合作机制;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
42、能、虚拟电厂虚拟电厂、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,市场交易电量随着新能源逐步入市,市场交易电量将持续增加将持续增加。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
43、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 14 图表图表1414:20 年市场化交易电量及占比年市场化交易电量及占比 图表图表1515:2 2022022 年电力市场分类型交易电量年电力市场分类型交易电量 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。图表图表1616
44、:新能源参与电力现货市场模式(新能源参与电力现货市场模式(“报量不报价”“报量不报价”+“报量报价”“报量报价”)省份 新能源参与电力现货市场的现状 山西“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,可自愿选择参与市场。广东“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。甘肃“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,不参与市场结算。蒙西“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。山东“报
45、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%参与现货市场出清 浙江 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
46、响应速度更灵敏)。0%10%20%30%40%50%60%70%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,0002002020212022 2023E市场交易电量(亿kWh)占全社会用电量的比例 请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 图表图表1717:全国各地区分伏并网情况(截止全国各地区分伏并网情况(截止 2 2023H1023H1)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 16 部分部分电力现货市场价格上下限有望打开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
47、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-801300 浙江-200800(联合循环分轴燃机的汽机不报价,燃机报价上限 1200)甘肃 40650 四川 火电竞价周期 385.15577.73,水电竞价周期 75253.72 蒙西 05000 山西 01500 福建
48、 118511 省间 03000 资料来源:从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 17 图表图表1919:2 2023023 年部分省份需求侧响应补贴政策年部分省份需求侧响应补贴政策 省份 时间时间 主要内容主要内容 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 响应价格
49、:响应价格上限为 1.5 元/千瓦时。单个需求响应资源响应能力1000kW,响应时长1h 福建厦门 2023 年 6 月 29 日 电力用户:响应负荷能力200kW 负荷聚合商:聚合响应负荷能力1000kW 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 01、13 湖南 2023 年 6 月 26 日 当全网电力供应缺口不超过 200 万千瓦时,优先启动削峰需求响应,如需求响应不能覆盖电力供应缺口,则缺额部分同步组织有序用电 在省电力公司营销系统中独立立户、单独计量的直供终端电力用户可直
50、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,每次补偿价格不高于 10 元/千瓦 浙江建德 2023 年 6 月 25 日 采用 A-F 级错避峰方案 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级方案:25.30 万千瓦 广东 2023 年 5 月 19 日 日前邀约发布时间调整为 D-3 日 24:00 前,申报截止时间调整为 D-1 日 11:00,出清时间调整为 D-1 日 12:0
51、0 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 河北 2023 年 4 月 6 日 电力用户:具有电网企业独立用户编号的高压用户 负荷聚台商:单户运行容量在 1000 千伏安及以下,聚合削峰能力 5000kW 实时需求啊应容量补偿:8 元/kW 月 电量补偿:日前啊应电量补偿:按照出清价格进行补偿;日内响应电量补偿:提前 4 小时响应按照出清及价格 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;实时响应电量补偿:按照出清价格 3 倍进行补偿。云南 2023 年 4 月 27 日 电力用户:响应能力1000kW 负荷聚合商:响应能力1000
52、kW 诸能运营商;储能资源总充放电功 率5000kW,持续时长 2h,4h 内响应能力。实时响应补贴:全年统一 2.5 元/kWh,每天不多于3 次。每次个超过 3 小时 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;负荷聚合商:响应能力5000kW,,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 容量为交易标的,需求响应价格的 上下限暂定为 3 元/千瓦时和 0 元/千
53、瓦时。优先将四川电网尖峰电价增收资金等作为市场主体需求侧市场化响应收益的资金来源。若资金不足则另行疏导。天津 2023 年 1 月 11 日 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,负荷集成商,聚合总响应能力6000KWh 邀约型填谷需求响应补贴价格 1 元/kwh 资料来源:国际能源网,中邮证券研究所 3 3 独立储能经济性有望提升独立储能经济性有望提升 3.1 3.1 独立储能独立储能商业模式商业模式 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
54、后的免责条款部分 18 图表图表2020:部分省份独立储能电站收益模式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 无电力现货交易地区 调峰补偿 全国普遍推广 调峰补偿+容量租赁 湖南、宁夏等 含电力现货交易地区 电力现货交易+调频补偿 山西推进中 电力现货交易+容量租赁+容量补偿 山东推进中 电力现货交易+容量租赁+辅助服务+容量市场 待落地 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,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务补偿费用
55、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。图表图表2121:2019H12019H1 各区域电力辅助服务补偿费用占上网费用各区域电力辅助服务补偿费用占上网费用比例情况比例情况 图表图表2222:2019H12019H1 和和 2 2023H1023H1 电力辅助服务补偿费用构成电力辅助服务补偿费用构成 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
56、本及 0.49-0.68 元/kWh。0.92%2.71%3.27%0.49%0.36%3%0%1%1%2%2%3%3%4%华北东北西北华东华中南方0%10%20%30%40%50%60%70%调峰调频备用其他2019H12023H1 请务必阅读正文之后的免责条款部分 19 图表图表2323:各类储能技术度电成本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)电化学储能 锂离子电池 1.3-1.7 0.49-0.68 钠离子电池 1.1-1.5 0.67-0.88 液流电池(全钒)100MW/500MWh 2.5-3.9 0.71-0.95 物理 储能
57、 飞轮储能 2MW/0.4MWh 10-15 元/W 压缩空气储能 100MW 以上 5-6 元/W 0.45-0.5 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 3.2 独立储能独立储能经济性分析(经济性分析(1 100MW00MW/200MW200MWh h 独立电站)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调频服务和电力现货市场套利目前只能 2 2 选选 1 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
58、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则储能电站调用次数为0 0.63.63 次次/d/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。
59、请务必阅读正文之后的免责条款部分 20 图表图表2424:山东独立储能电站山东独立储能电站 图表图表2525:独立储能电站假设条件与收益测算独立储能电站假设条件与收益测算 电站名称 储能技术类型 功率容量(MW)能量容量(MWh)受理时间 留格国投储能电站 锂离子电池 101 202 2022/2/25 藤源华电储能电站 锂离子电池 101 202 2022/2/25 关家三峡储能电站 锂离子电池 100 200 2022/2/25 全福华能储能电站 锂离子电池 100 200 2022/3/10 孟家诺能储能电站 锂离子电池 100 200 2022/5/13 肥城中储储能电站 压缩空气 1
60、0 100 2022/7/11 古路台阳储能电站 锂离子电池 100 200 伏羲中广储能电站 锂离子电池 100 200 储能电站调用次数 次/d 0.63 充放电时长 h 2 充电电价(13-14 点)元/MWh-80 放电电价(18-19 点)元/MWh 447551.6 价差 元/kWh 0.6 项目造价 元/Wh 2.25 项目运营周期 年 10 总调用次数 次 2296 单次调用成本 元/次 0.98 电力现货市场套利 万元 2755 储能租赁价格 元/kWhy 150 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:
61、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:注:调峰与现货市场套利调峰与现货市场套利 2 2 选选 1 1 调频收益:参考根据 2021 年 46 月第四次结算时,调频容量平均出清价格为 117 元/MWh,平均调
62、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 21 4 4 投资建议投资建议 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
63、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 5 风险风险因素因素 (1)电力市场机制推进不及预期的风险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 22 中邮证券投资评级说明中邮证券投资评级说明 投资评级标准 类型 评级 说明 报告中投资建议的评级标准:报告发布日后的 6 个月内的相对市场表现,即报告发布日后的 6 个
64、月内的公司股价(或行业指数、可转债价格)的涨跌幅相对同期相关证券市场基准指数的涨跌幅。市场基准指数的选取:A 股市场以沪深 300 指数为基准;新三板市场以三板成指为基准;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。股票评级 买入 预期个股相对同期基准指数涨幅在 20%以上 增持 预期个股相对同期基准指数涨幅在 10%与 20%之间 中性 预期个股相对同期基准指数涨幅在-10%与 10%之间 回避 预期个股相对同期基准指数涨幅在-10%以下 行业评级 强于大市 预期行业相对同期基准指数涨幅在 10%以上 中性 预期行业相对同期
65、基准指数涨幅在-10%与 10%之间 弱于大市 预期行业相对同期基准指数涨幅在-10%以下 可转债 评级 推荐 预期可转债相对同期基准指数涨幅在 10%以上 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 中性 预期可转债相对同期基准指数涨幅在-5%与 5%之间 回避 预期可转债相对同期基准指数涨幅在-5%以下 分析师声明分析师声明 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
66、、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
67、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
68、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 23 公司简介公司简介 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:
69、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 北京 邮箱: 地址:北京市东城区前门街道珠市口东大街 17 号 邮编:100050 上海 邮箱: 地址:上海市虹口区东大名路 1080 号邮储银行大厦 3楼 邮编:200000 深圳 邮箱: 地址:深圳市福田区滨河大道 9023 号国通大厦二楼 邮编:518048