天风证券：如何看待新能源市场化交易？

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

【资料图】

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。

正文

1.新能源发电占比持续提升，市场化比例加速扩容

新能源装机规模不断提高，占比持续提升。2023年4月12日，国家能源局发布关于《2023年能源工作指导意见》的通知，提出大力发展风电太阳能发电，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。根据国家能源局数据，截止2023年7月，国内风电装机约3.9亿千瓦，相比于22年底增加约0.3亿千瓦，同比增长14.3%，光伏发电装机约4.9亿千瓦，相比于22年底增加约1.0亿千瓦，同比增长42.9%，风光合计装机占比达到32.3%，23H1风光发电量占比达到12.8%。

新能源消纳压力增大。2023年7月16日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合下发《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》，划定了2023年可再生能源电力消纳责任权重指标及2024年预期指标，要求各省按照非水电消纳责任权重合理安排本省风电、光伏发电保障性并网规模。对比发现，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，新能源电力消纳压力显著增大。

新能源入市节奏加快，市场化交易比例持续扩容。根据中国能源报，目前已有超20余省（区、市）的新能源参与到电力市场化交易中，如宁夏、陕西、内蒙古等陆续出台政策，明确新能源参与电力市场化交易。据北京电力交易中心统计，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%。

2.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。

而第二种情况下不同省份机制同样存在一定差异，具体而言：

1）新能源占比较高但尚未开展现货市场的省份：以宁夏为例，其将中长期交易从过去的按峰、平、谷三类时段电能量交易，向按日细分至24小时时段的电力交易转型，从而代替现货市场反映价格信号，引导各市场主体根据自身发电特性和用电需求合理参与分时段交易，形成分时段交易价格。

2）已开展现货市场但调节资源相对不足的省份：以山东为例，其省内户用光伏发展相对较快，若直接将新能源发电项目推入市场可能对其收益水平产生较严重影响。因此山东的新能源机组可以选择是否参与中长期，如果不进市场，则以功率预测的10%电量按现货价格结算。

3）已开展现货市场且调节资源相对较多的省份：以山西为例，为通过现货市场有效发现价格信号，从而实现最充分的资源优化配置，其采用“全电量集中竞价”模式，而中长期电量则按照中长期合同价格结算。

3.新能源项目入市后折价居多，风电项目或表现更优

新能源出力受制于不稳定性，参与市场后普遍出现折价。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。在此情况下，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。从实际运行情况来看，山东及山西新能源发电进入市场后，其度电均价均低于省内燃煤标杆电价。

对比风光项目，风电项目表现或优于光伏项目：

1）从出力时段来看，以内蒙古电力现货市场为例，其现货价格在夜间前半夜处于较高水平，反之，其白天部分时段现货价格则处于低位。而对比图4、图5风光发电出力曲线可以看出，风电在高峰时段仍能保持较高的出力水平，而光伏发电在午间低谷时段出力水平较高，但夜间出力基本为零。

2）从风光实际运行价格来看，根据兰木达电力现货公众号统计的已开展长周期运行，且新能源占比较高的全电量省间电力现货市场中新能源价格情况可以看出，8月7日-8月13日各省份风电价格普遍较高，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，甚至出现100元/MWh以下的极端低电价。

4.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，而风电项目相比于光伏发电项目出力及价格稳定性相对较高，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。

注：本文来自天风证券研究所发布的《如何看待新能源市场化交易？》，报告分析师：郭丽丽执业证书编号：S1110520030001，赵阳，裴振华

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