本周專題：

 

    2022 年3 月31 日，山西電力現貨市場連續運行滿一周年，是全國第一個新能源連續參與電力市場的省份，但是省內部分新能源場站參與現貨交易之后綜合電價出現了較大幅度的下降。本周我們就新能源概念股參與電力現貨市場的驅動因素以及難點進行梳理，并對影響不同省內現貨市場運行結果的原因進行探討。

 

    核心觀點

 

    為什么推動新能源參與現貨交易？我國可再生能源的消納有保障性收購和市場化交易兩種形式。2021 年4 月國家層面首次發文明確新能源參與現貨市場交易。電力現貨市場可以通過價格信號，進一步發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源的消納。

 

    共性：新能源參與電力現貨市場難在哪些方面？

 

    功率預測的準確率將會直接影響新能源企業的收益�，F貨市場龍頭股根據每個時段的負荷預測進行優化出清，這需要較高的新能源的單點預測準確率，但是其出力的間歇性和波動性將大大增加出力曲線的預測難度，實際出力與預測值的偏差也會通過偏差考核等方式增加新能源發電企業的負擔。

 

    新能源出力與負荷不匹配導致電價較低。由于新能源發電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，因此其負荷高峰賣高價的電量相對較少，負荷低谷賣低電價的電量相對較多，導致即使與煤電同質同價，全年下來結算均價也很難與煤電價格持平，同時其環境價值也未能在市場化交易中充分體現差異：各省不同的電力供需情況對現貨市場運行存在影響。

 

    從電力供給側來看，山東、山西和甘肅的新能源裝占總裝機的比例分別達到34.29%、32.35%和49.47%，屬于第一批開展現貨交易試點省市中新能源裝機占比較高的省份。其中集中式光伏裝機規模分別占各自新能源裝機規模的17%、29.7%和35.8%，這會進一步增加光伏出力的同時性，加大與電力負荷的不匹配度，對出力高峰期的電價形成壓制。從山西省連續試運行數據來看，新能源的高占比確實對現貨的結算價格有壓制作用。從電力需求側來看，廣東、山東、浙江和福建2021 年自發電規模小于當年用電量規模，電力缺口較大；山西、四川和甘肅2021 年有電量盈余。對山東和山西省近期現貨市場運行結果進行分析比較，我們認為新能源的裝機規模、電力需求量以及等因素共同影響了兩省現貨市場結算價格結果。山西省的日前結算價格相較于當地燃煤基準價的折價幅度波動較大，最大折價幅度為21 年4 月的41.8%，21 年10 月日前結算價格高出燃煤基準價235.9%；山東省的現貨市場日前結算價格波動相對較小，今年上半年相對于燃煤基準價的平均折價幅度在6.6%。

 

    投資建議：電力現貨市場可以通過價格信號，進一步發揮市場在資源配置龍頭股中的決定性作用，更好反應電力的時間價值和空間價值從而促進新能源的消納。但是目前仍存在諸如出力曲線預測偏差較大，新能源出力與負荷不匹配等一系列難點。未來隨著現貨市場運行機制的不斷完善，輔助服務市場等調節資源的不斷加碼，電力市場對于新能源的適應性將不斷加強，綠色電力的環境價值將得到進一步體現。火電標的方面，建議關注優質資產標的【華電國際】【華能國際】【國電電力】；水電標的方面，建議關注【華能水電】【長江電力】；新能源運營商兼具成長空間和穩增長屬性，預期下半年現金流改善幅度大，建議關注【三峽能源】【龍源電力】【金開新能】；新能源發電預測及虛擬電廠標的【國能日新】等。

 

    風險提示：政策推進不及預期，用電需求不及預期，電價龍頭股下調的風險，行業競爭加劇，來水情況不及預期、煤價波動的風險等。

 

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