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2022年08月01日发布

本周专题：

2022年3月31日，山西电力现货市场连续运行满一周年，是全国第一个新能源连续参与电力市场的省份，但是省内部分新能源场站参与现货交易之后综合电价出现了较大幅度的下降。本周我们就新能源参与电力现货市场的驱动因素以及难点进行梳理，并对影响不同省内现货市场运行结果的原因进行探讨。

核心观点

为什么推动新能源参与现货交易？我国可再生能源的消纳有保障性收购和市场化交易两种形式。2021年4月国家层面首次发文明确新能源参与现货市场交易。电力现货市场可以通过价格信号，进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能源的消纳。

共性：新能源参与电力现货市场难在哪些方面？

功率预测的准确率将会直接影响新能源企业的收益。现货市场根据每个时段的负荷预测进行优化出清，这需要较高的新能源的单点预测准确率，但是其出力的间歇性和波动性将大大增加出力曲线的预测难度，实际出力与预测值的偏差也会通过偏差考核等方式增加新能源发电企业的负担。

新能源出力与负荷不匹配导致电价较低。由于新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，因此其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，导致即使与煤电同质同价，全年下来结算均价也很难与煤电价格持平，同时其环境价值也未能在市场化交易中充分体现

差异：各省不同的电力供需情况对现货市场运行存在影响。

从电力供给侧来看，山东、山西和甘肃的新能源装占总装机的比例分别达到34.29%、32.35%和49.47%，属于第一批开展现货交易试点省市中新能源装机占比较高的省份。其中集中式光伏装机规模分别占各自新能源装机规模的17%、29.7%和35.8%，这会进一步增加光伏出力的同时性，加大与电力负荷的不匹配度，对出力高峰期的电价形成压制。从山西省连续试运行数据来看，新能源的高占比确实对现货的结算价格有压制作用。从电力需求侧来看，广东、山东、浙江和福建2021年自发电规模小于当年用电量规模，电力缺口较大；山西、四川和甘肃2021年有电量盈余。对山东和山西省近期现货市场运行结果进行分析比较，我们认为新能源的装机规模、电力需求量以及等因素共同影响了两省现货市场结算价格结果。山西省的日前结算价格相较于当地燃煤基准价的折价幅度波动较大，最大折价幅度为21年4月的41.8%，21年10月日前结算价格高出燃煤基准价235.9%；山东省的现货市场日前结算价格波动相对较小，今年上半年相对于燃煤基准价的平均折价幅度在6.6%。

投资建议：电力现货市场可以通过价格信号，进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好反应电力的时间价值和空间价值从而促进新能源的消纳。但是目前仍存在诸如出力曲线预测偏差较大，新能源出力与负荷不匹配等一系列难点。未来随着现货市场运行机制的不断完善，辅助服务市场等调节资源的不断加码，电力市场对于新能源的适应性将不断加强，绿色电力的环境价值将得到进一步体现。火电标的方面，建议关注优质资产标的【华电国际】【华能国际】【国电电力】；水电标的方面，建议关注【华能水电】【长江电力】；新能源运营商兼具成长空间和稳增长属性，预期下半年现金流改善幅度大，建议关注【三峡能源】【龙源电力】【金开新能】；新能源发电预测及虚拟电厂标的【国能日新】等。

风险提示：政策推进不及预期，用电需求不及预期，电价下调的风险，行业竞争加剧，来水情况不及预期、煤价波动的风险等。