亚博集团:山西新能源低电价是否会普遍存在

亚博集团本周专题

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

亚博集团▍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?

亚博集团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。

亚博集团从电力供给侧来看,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、电力需求量以及现货市场交易机制等因素共同影响了不同省份现货市场结算结果。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山西省 新能源,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。

亚博集团▍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。

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正文

1. 山西新能源低电价是否会普遍存在?

2022年3月31日山西省 新能源,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。

1.1.为什么推动新能源参与现货交易?

我国可再生能源消纳普遍采用以下两种机制:

1)保障性收购:由电网企业采用统购统销的方式保量保价收购保障利用小时数以内的电量;

2)市场化交易:在保障利用小时数之外的电量,则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳,电量和电价都由市场决定。

2021年4月,国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。通知提出“引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网,市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数”。这是国家层面首次明确新能源参与现货市场。

相较于中长期市场,现货市场能够通过价格信号优化发用电行为。在现货市场中,电价会根据电力供需情况的变化发生相应的波动。在高峰时段,电力需求大于供给,电价较高;在低谷时段,供给大于需求,新能源发挥边际成本低的优势继续发电。此外,不论是高峰时段还是低谷时段,处在大发期的新能源项目均可以通过拉低电价的方式扩大电力的消纳空间。

1.2. 共性:新能源参与电力现货市场难在哪些方面?

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1.2.1. 功率预测的准确率将会直接影响新能源企业的收益

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。据中电联数据,2021年全年全国6000千瓦及以上电厂利用小时数,火电的利用小时数高达4448小时,而同期风电为2232小时,光伏为1281小时,远低于火电的利用小时数。

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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山西省 新能源,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。根据国能日新数据,甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中,风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%,光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%,准确率50%以上的比例为70%,这与100%的单点预测准确率还存在较大差距。若实际出力达不到履约要求,新能源企业需要花高价购电来执行合同,否则就受到偏差考核;若实际出力超出合同约定额度,超出偏差减免的部分同样要接受考核。以山西电力现货市场建设试点为例,对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分,按照标杆电价计算超额收益并回收,这将会增加新能源发电企业的负担。

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1.2.2. 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。此外,新能源参与市场交易原则上在同一时段、同一地理位置与传统煤电同质同价,环境价值并未在电价中得到充分的体现。以山西为例,2020年及以前,山西一光伏电站的综合电价基本在0.3元/度及以上,接近山西0.332元/度的燃煤基准价。但该光伏电站从2021年4月开始参与现货市场以来,21年全年的综合电价降至0.24元/度,降幅明显。

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1.3. 差异:各省不同的电力供需情况对现货市场运行存在影响

2017 年 8 月 28 日,国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择包括广东、山东和山西等 8 个地区作为电力现货市场第 1 批试点市场。此外,在这8个电力现货市场建设试点当中,已经有甘肃、山西和蒙西等试点省市开展了有可再生能源参与的结算试运行。我们认为,开展现货试点运行的各个省的资源禀赋以及电力需求将分别从供需两侧影响电力现货市场的运行结果。

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从电力供给侧来看,在第一批开展现货交易的8个试点地区中,山东、山西和甘肃的新能源装机规模分别达到6101.9万千瓦、3813.09万千瓦和3194.32万千瓦,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。

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光伏出力是典型的“馒头曲线”,中午是出力高峰期,但是与电力负荷不匹配。光伏发电出力大量富余时段,出清电价基本持续维持在地板价;而晚高峰负荷将近3000万千瓦时,光伏又完全不能出力。进一步拆分装机结构,山东、山西和甘肃的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。

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2021年4月,山西省开始中长期与现货交易配套、批发与零售联动的不间断结算试运行。从分月日前结算数据来看,新能源的高占比确实对现货的结算价格有压制作用。2021年4-5月新能源出力较大,现货价格低;6-10月新能源出力较小且受煤炭价格上涨影响,供需形势陡然紧张,现货价格一路上涨,在10月达到峰值。11-12月煤价调控,电厂也供热机组全开,叠加新能源出力因素,现货价格又进入低水平。

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从电力需求侧来看,在第一批开展现货交易的8个试点地区中,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,其中广东省的电力缺口最大,达到1751.8亿千瓦时;其次是山东省,电力缺口高达1575亿千瓦时。山西、四川和甘肃2021年自发电规模大于当年用电量规模,有电量盈余,其中山西省和四川省的电量盈余均超过1000亿千瓦时,分别达到1126.4亿千瓦时和1054.5亿千瓦时。2021年山西省全年外送电量达到1234.65亿千瓦时,同比增长17.18%。

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山东和山西两省新能源装机规模占全省总装机规模均超过30%,且均允许新能源参与电力现货交易,不同点在于山西省是电力富裕省份,而山东省在2021年是全国仅次于广东省电力缺口第二大的省份。2021年12月开始山东省启动第五次电力现货市场结算试运行,山西省自21年4月开始已经启动现货市场不间断连续试运行。下面我们对两省近期现货市场运行结果进行分析比较。

从现货市场交易机制上看,山西省根据“以用定发”的匹配原则向新能源企业发配政府定价电量;而山东省分为自愿参与中长期交易和未参与中长期交易两种模式,未参与中长期交易的新能源企业90%的上网电量可按照政府批复价格结算,故山西省新能源参与现货市场交易的比例相对更高。例如山西省一光伏电站在今年1-5月按照燃煤基准价结算的电量占比在20-35%之间,剩余65-80%的电量通过现货市场或者中长期交易进行报价结算。

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我们认为,在供需两端新能源的装机规模、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%山西省 新能源,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%。

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1.4. 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山西省 新能源,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。

2. 环保公用投资组合

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3. 重点公司外资持股变化

截至2022年7月29日,剔除限售股解禁影响后,长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为8.34%、0.70%、1.8%、2.84%和15.19%,较年初(1月3日)分别变化+1.13、+0.19、+0.18、+0.26和-2.64个百分点,较上周分别变化-0.01、0.00、+0.05、+0.04和-0.01个百分点。

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4. 行业重点数据跟踪

煤价方面,截至2022年7月29日,秦皇岛港动力末煤(5500K)平仓价为1145元/吨,较去年同期提高203元/吨,同比变化+21.5%,较2022年1月4日788元/吨环比变化+45.3%。

库存方面,截至2022年7月29日,秦皇岛港煤炭库存总量为556万吨,较去年同期增加172万吨,同比变化+44.8%,较2022年1月1日477万吨环比变化+24.1%。

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5.行业历史估值

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6. 上周行情回顾

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7. 上周行业动态一览

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8. 上周重点公司公告

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文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告,具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。

亚博集团证券研究报告:《山西新能源低电价是否会普遍存在?》

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