公用事业行业研究周报：如何看待新能源市场化交易？

　　本周专题：
　　伴随新能源发电占比的不断提升和电力系统改革的持续推进，新能源参与市场化交易的进程也开始提速，在此情况下，未来新能源电站收益的走势及变化引起市场广泛关注。本周我们将对新能源入市问题展开初步讨论。
　　核心观点
　　新能源发电占比持续提升，市场化比例加速扩容截止2023 年7 月，国内风电装机约3.9 亿千瓦，同比增长14.3%，光伏发电装机约4.9 亿千瓦，同比增长42.9%，在新能源装机规模的快速扩张下，国内消纳压力持续加大，根据《关于2023 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，四川、山西、陕西、安徽、云南、天津、北京等省份的2023 年非水可再生消纳权重均大幅高于2022 年的实际水平。在此情况下，新能源项目入市节奏加快，市场化交易比例持续扩容，截止2022 年底，国网经营区内新能源市场化交易电量已达到其全部发电量的34.68%。
　　不同地区间新能源市场化交易情况存在较大差异由于不同地区的电力装机结构与现货市场建设节奏存在差异，因此其新能源市场化交易开展情况也不尽相同：1）新能源占比低的地区以“保量保价”
　　收购为主，执行批复电价；2）新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。具体而言，对于未开展现货市场的省份，一般采取某些措施反映价格信号，从而引导中长期合同价格；对于已开展现货市场省份，则综合考虑省内装机结构，决定新能源市场化交易程度。
　　新能源项目入市后折价居多，风电项目或表现更优新能源项目出力受制于不稳定性，因此在新能源高占比高的地区，参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核、新增配套储能等因素，可能对新能源电站收益水平产生不利影响。对比风光项目，以内蒙古电力现货市场为例，其在前半夜现货市场价格处于较高水平，反之，白天部分时段现货价格则处于相对低位，而对比风光发电出力曲线，风电在高峰时段仍能保持较高的出力水平，而光伏发电在午间时段出力水平较高，但夜间出力基本为零。从风光实际运行价格来看，目前已开展现货市场长周期运行的省份中风电价格也普遍较高，且相对更加稳定，而光伏发电价格相对较低，且波动较为剧烈。因此我们认为风电项目入市后表现或优于光伏项目。
　　投资建议
　　伴随新能源发电占比的不断提升和电力系统改革的持续推进，新能源参与市场化交易的进程逐渐开始提速，截止2022 年底，国网经营区内新能源市场化交易电量已达到其全部发电量的34.68%。从区域来看，不同地区的电力装机结构与现货市场建设节奏存在差异，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，而新能源占比较高的地区则以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源。从电源类型来看，新能源项目入市后折价居多，而风电项目短期出力稳定性相对较高，有望表现更优。具体标的方面，建议关注【龙源电力】（H 股）【三峡能源】【嘉泽新能】【银星能源】【江苏新能】【浙江新能】等。
　　风险提示：宏观经济下行、用电需求不及预期、装机增长不及预期、电价下调、以及产业政策调整等风险
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

   【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。