如何看待新能源市場化交易？

本周專題

伴隨新能源發電佔比的不斷提升和電力系統改革的持續推進，新能源參與市場化交易的進程也开始提速，在此情況下，未來新能源電站收益的走勢及變化引起市場廣泛關注。本周我們將對新能源入市問題展开初步討論。

核心觀點

新能源發電佔比持續提升，市場化比例加速擴容

截止2023年7月，國內風電裝機約3.9億千瓦，同比增長14.3%，光伏發電裝機約4.9億千瓦，同比增長42.9%，在新能源裝機規模的快速擴張下，國內消納壓力持續加大，根據《關於2023年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》，四川、山西、陝西、安徽、雲南、天津、北京等省份的2023年非水可再生消納權重均大幅高於2022年的實際水平。在此情況下，新能源項目入市節奏加快，市場化交易比例持續擴容，截止2022年底，國網經營區內新能源市場化交易電量已達到其全部發電量的34.68%。

不同地區間新能源市場化交易情況存在較大差異

由於不同地區的電力裝機結構與現貨市場建設節奏存在差異，因此其新能源市場化交易开展情況也不盡相同：1）新能源佔比低的地區以“保量保價”收購爲主，執行批復電價；2）新能源佔比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。具體而言，對於未开展現貨市場的省份，一般採取某些措施反映價格信號，從而引導中長期合同價格；對於已开展現貨市場省份，則綜合考慮省內裝機結構，決定新能源市場化交易程度。

新能源項目入市後折價居多，風電項目或表現更優

新能源項目出力受制於不穩定性，因此在新能源高佔比高的地區，參與電力市場後的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統偏差考核、新增配套儲能等因素，可能對新能源電站收益水平產生不利影響。對比風光項目，以內蒙古電力現貨市場爲例，其在前半夜現貨市場價格處於較高水平，反之，白天部分時段現貨價格則處於相對低位，而對比風光發電出力曲线，風電在高峰時段仍能保持較高的出力水平，而光伏發電在午間時段出力水平較高，但夜間出力基本爲零。從風光實際運行價格來看，目前已开展現貨市場長周期運行的省份中風電價格也普遍較高，且相對更加穩定，而光伏發電價格相對較低，且波動較爲劇烈。因此我們認爲風電項目入市後表現或優於光伏項目。

投資建議：伴隨新能源發電佔比的不斷提升和電力系統改革的持續推進，新能源參與市場化交易的進程逐漸开始提速，截止2022年底，國網經營區內新能源市場化交易電量已達到其全部發電量的34.68%。從區域來看，不同地區的電力裝機結構與現貨市場建設節奏存在差異，新能源佔比低的地區以“保量保價”收購爲主，執行批復電價，而新能源佔比較高的地區則以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源。從電源類型來看，新能源項目入市後折價居多，而風電項目短期出力穩定性相對較高，有望表現更優。具體標的方面，建議關注【龍源電力】（H股）【三峽能源】【嘉澤新能】【銀星能源】【江蘇新能】【浙江新能】等。

風險提示：宏觀經濟下行、用電需求不及預期、裝機增長不及預期、電價下調、以及產業政策調整等風險。

正文

1. 新能源發電佔比持續提升，市場化比例加速擴容

新能源裝機規模不斷提高，佔比持續提升。2023年4月12日，國家能源局發布關於《2023年能源工作指導意見》的通知，提出大力發展風電太陽能發電，全年風電、光伏裝機增加1.6億千瓦左右。根據國家能源局數據，截止2023年7月，國內風電裝機約3.9億千瓦，相比於22年底增加約0.3億千瓦，同比增長14.3%，光伏發電裝機約4.9億千瓦，相比於22年底增加約1.0億千瓦，同比增長42.9%，風光合計裝機佔比達到32.3%，23H1風光發電量佔比達到12.8%。

新能源消納壓力增大。2023年7月16日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合下發《關於2023年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》，劃定了2023年可再生能源電力消納責任權重指標及2024年預期指標，要求各省按照非水電消納責任權重合理安排本省風電、光伏發電保障性並網規模。對比發現，四川、山西、陝西、安徽、雲南、天津、北京等省份的2023年非水可再生消納權重均大幅高於2022年的實際水平，新能源電力消納壓力顯著增大。

新能源入市節奏加快，市場化交易比例持續擴容。根據中國能源報，目前已有超20余省（區、市）的新能源參與到電力市場化交易中，如寧夏、陝西、內蒙古等陸續出台政策，明確新能源參與電力市場化交易。據北京電力交易中心統計，截止2022年底，國網經營區內新能源市場化交易電量已達到其全部發電量的34.68%。

2. 不同地區間新能源市場化交易情況存在較大差異

由於不同地區的電力裝機結構與現貨市場建設節奏存在差異，因此其新能源市場化交易开展情況也不盡相同：1）新能源佔比低的地區以“保量保價”收購爲主，執行批復電價；2）新能源佔比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。

而第二種情況下不同省份機制同樣存在一定差異，具體而言：

1）新能源佔比較高但尚未开展現貨市場的省份：以寧夏爲例，其將中長期交易從過去的按峰、平、谷三類時段電能量交易，向按日細分至24小時時段的電力交易轉型，從而代替現貨市場反映價格信號，引導各市場主體根據自身發電特性和用電需求合理參與分時段交易，形成分時段交易價格。

2）已开展現貨市場但調節資源相對不足的省份：以山東爲例，其省內戶用光伏發展相對較快，若直接將新能源發電項目推入市場可能對其收益水平產生較嚴重影響。因此山東的新能源機組可以選擇是否參與中長期，如果不進市場，則以功率預測的10%電量按現貨價格結算。

3）已开展現貨市場且調節資源相對較多的省份：以山西爲例，爲通過現貨市場有效發現價格信號，從而實現最充分的資源優化配置，其採用“全電量集中競價”模式，而中長期電量則按照中長期合同價格結算。

3.新能源項目入市後折價居多，風電項目或表現更優

新能源出力受制於不穩定性，參與市場後普遍出現折價。風電日波動最大幅度可達裝機容量的80%，且呈現一定的反調峰特性；光伏發電受晝夜、天氣、移動雲層變化的影響，同樣存在間歇性和波動性。在此情況下，在新能源高佔比高的地區，參與電力市場後的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統偏差考核、新增配套儲能等因素，可能對新能源電站收益水平產生不利影響。從實際運行情況來看，山東及山西新能源發電進入市場後，其度電均價均低於省內燃煤標杆電價。

對比風光項目，風電項目表現或優於光伏項目：

1）從出力時段來看，以內蒙古電力現貨市場爲例，其現貨價格在夜間前半夜處於較高水平，反之，其白天部分時段現貨價格則處於低位。而對比圖4、圖5風光發電出力曲线可以看出，風電在高峰時段仍能保持較高的出力水平，而光伏發電在午間低谷時段出力水平較高，但夜間出力基本爲零。

2）從風光實際運行價格來看，根據蘭木達電力現貨公衆號統計的已开展長周期運行，且新能源佔比較高的全電量省間電力現貨市場中新能源價格情況可以看出，8月7日-8月13日各省份風電價格普遍較高，且相對更加穩定，而光伏發電價格相對較低，且波動較爲劇烈，甚至出現100元/MWh以下的極端低電價。

4.投資建議

伴隨新能源發電佔比的不斷提升和電力系統改革的持續推進，新能源參與市場化交易的進程逐漸开始提速，截止2022年底，國網經營區內新能源市場化交易電量已達到其全部發電量的34.68%。從區域來看，不同地區的電力裝機結構與現貨市場建設節奏存在差異，新能源佔比低的地區以“保量保價“收購爲主，執行批復電價，而新能源佔比較高的地區則以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源。從電源類型來看，新能源項目入市後折價居多，而風電項目相比於光伏發電項目出力及價格穩定性相對較高，有望表現更優。具體標的方面，建議關注【龍源電力】（H股）【三峽能源】【嘉澤新能】【銀星能源】【江蘇新能】【浙江新能】等。

注：本文來自天風證券研究所發布的《如何看待新能源市場化交易？》，報告分析師：郭麗麗執業證書編號：S1110520030001，趙陽，裴振華

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