公用事业行业：新能源市场交易大势所趋，静待消纳改善和电价扰动弱化240528

证券研究报告|2024年05月28日 新能源市场交易大势所趋，静待消纳改善和电价扰动弱化 公用事业·电力 投资评级：优于大市（维持评级） 证券分析师：黄秀杰 021-61761029 huangxiujie@guosen.com.cnS0980521060002 证券分析师：郑汉林 0755-81982169 zhenghanlin@guosen.com.cnS0980522090003 证券分析师：李依琳 010-88005029 liyilin1@guosen.com.cnS0980521070002 联系人：崔佳诚 021-60375416 cuijiacheng@guosen.com.cn •新能源发电上网电价、消纳因素对项目收益率的影响路径之一是市场化交易，通过对多地2024年电力市场交易方案进行梳理发现：1）多数地区明确要求新能源参与市场交易，部分地区要求新能源全电量参与市场化交易；2）新能源装机占比较低/电力消纳较好的地区新能源可根据需要参与市场交易，鼓励支持新能源参与绿电交易；3）新能源参与电力现货市场、峰谷电价机制、市场化交易电量增加等因素影响新能源发电项目上网电价，从日内电力现货价格走势、峰谷时段设置来看，光伏发电项目上网电价受影响更大；4）新能源发电市场化交易过渡机制开始试点，《2024年广西电力市场交易实施方案》提出，广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约机制。 •新能源发电参与市场交易大势所趋，2022年1月国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出到2030年，新能源全面参与市场交易。当前，新能源市场化交易电量占比持续增加，2023年新能源市场化交易电量6845亿KWh，占新能源发电量的比例为47.3%，同比增加8.9pct；在新能源市场化交易电量增加的过程中，为降低电价波动对新能源发展的影响，过渡机制有待出台。中电联发布《新能源参与电力市场相关问题研究报告》提出，建立适应新能源特性的市场机制推动新能源逐步进入市场交易，建立政府授权的中长期差价合约机制。 •政府授权合约为电力市场差价合约的一种，以政府为对手方，与发电企业签订量、价合约，在一定程度上补偿发电企业的发电成本，并抑制市场力和加强市场竞争，降低电价波动对发电企业的影响。广西在2024年电力市场交易中开始试点政府授权合约，广西工信厅、发改委联合发布《关于明确新能源发电企业政府授权合约价格有关事宜的通知》提出，集中式风电、光伏发电企业参与电力市场化交易新能源发电企业市场电量政府授权合约价格为0.38元/KWh（广西煤电基准价为0.4207元/KWh），电价降低对新能源项目收益率带来一定影响，但同时降低了电价波动风险，有助于激励新能源项目投资和推动新能源交易市场化发展。 •电价分化，盈利稳健，未来盈利或有所波动。对新能源发电相关上市公司2023年年报进行梳理发现，2019-2023年期间，各公司风电上网电价较为稳定，而光伏上网电价呈下降趋势；虽然风电、光伏上网电价分化，但从盈利能力指标来看，新能源发电相关公司的盈利表现稳健，未来由于各地新能源市场化交易政策变化，新能源项目上网电价存有一定不确定性，可能会使得新能源发电企业盈利情况有所波动。 •投资建议：新型电力系统加快建设背景下，新能源将逐步成为主体电源，装机容量将不断增加，当前新能源消纳、电价等因素对项目收益率有一定影响，新能源资产自然资源禀赋/消纳水平较好的公司盈利更为稳定；长期来看，大基地新能源项目外送通道建设推进、就地消纳水平提升使得消纳水平改善，市场化逐步落地后电价端扰动有限，新能源盈利有望趋于稳定。建议关注火电转型发展新能源的福能股份、国电电力、华能国际，新能源发电运营龙头三峡能源、龙源电力、存量风光资产优质且未来成长性较好的金开新能以及电力体制改革“源网荷储”相关标的广西能源。 •风险提示：电价下调，政策变化风险，绿电消纳水平下降，新能源项目建设投运不及预期。 01 电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设 02 多地电力市场交易方案有何特点？ 03 新能源市场化发展的过渡方式：政府授权合约机制 04 新能源盈利整体表现平稳，未来可能有所波动 05 风险提示 •自2002年5号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。 •2023年7月11日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次 《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。 •2024年5月23日，国家领导人在山东济南召开企业和专家座谈会，座谈会上，国电投董事长、党组书记刘明胜等9位企业和专家代表先后 发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。 表1：电力体制改革主要政策文件梳理 时间文件发布机构主要内容 2002年2月 《关于印发电力体制改革方案的通知 》（国发〔2002〕5号） 国务院 实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立 竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。 2015年3月 《关于进一步深化电力体制改革的若中共中央、国务院干意见》（中发〔2015〕9号） 在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究。 2023年7月 《关于深化电力体制改革加快构建新 型电力系统的指导意见》 中央深改委 加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消 费革命，保障国家能源安全。科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。 资料来源：中国政府网，国信证券经济研究所整理 •新型电力系统含义：根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征。 •《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新型电力系统建设分为加速转型期（当前-2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045-2060年）三个阶段，根据《新型电力系统发展蓝皮书》，对新型电力系统建设三个阶段的主要路径整理如下： 加速转型期（当前-2030年）：电源侧非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体，同时煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型；电网侧以西电东送为代表的跨省跨区通道规模进一步扩大，配电网有源化发展以及分布式智能电网快速发展；用户侧终端用能电气化水平持续增长，灵活调节和响应能力提升；储能侧多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。此外，全国统一电力市场体系基本形成，促进新能源发展，并激发各类灵活性资源调节能力。 总体形成期（2030-2045年）：电源侧新能源逐渐成为主体电源，煤电加快清洁低碳转型；电网侧柔性化、智能化、数字化发展转型，常规直流柔性化改造、柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，大电网、分布式智能电网等融合发展；用户侧低碳化、电气化、灵活化、智能化变革，全社会各领域电能替代广泛普及，虚拟电厂等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；储能侧规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。 巩固完善期（2045-2060年）：电源侧新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，新一代先进核电技术实现规模化应用；电网侧低频输电、超导直流输电等新型技术实现规模化发展，交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，打造出输电—输气一体化的“超导能源管道”；用户侧构建以电氢协同为主的终端用能形态，与电力系统高度灵活互动；储能侧储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，大幅提升能源系统运行灵活性。 图1：新型电力系统建设“三步走”发展路径 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，国信证券经济研究所整理 图2：新型电力系统图景展望 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，国信证券经济研究所整理 01 电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设 02 多地电力市场交易方案有何特点？ 03 新能源市场化发展的过渡方式：政府授权合约机制 04 新能源盈利整体表现平稳，未来可能有所波动 05 风险提示 •资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对新能源项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。 •新能源参与市场化交易电量占比提升，2023年新能源市场化交易电量6845亿KWh，占新能源发电量的比例为47.3%，同比增加8.9pct；目前，新能源可参与电力中长期交易、电力现货市场、绿电绿证交易、碳交易等，不同地区新能源参与市场化交易的市场类别、数量、定价机制存在差别，通过对2024年各地电力市场交易方案进行梳理，明确各地新能源参与的市场种类和定价机制，以及市场化交易对新能源项目收益率的影响机制。 图3：国内新能源弃风弃光率变化情况 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理 图4：陕西省新能源市场化交易电价变化（元/MWh） 资料来源：陕西电力交易中心，国信证券经济研究所整理 新能源以参与电力现货市场交易的方式参与电力市场交易，如广东能源局、国家能源局南方监管局发布的《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》明确提出，自2024年1月起，省内220kV及以上电压等级的中调调管风电站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与现货市场交易、适时参与中长期市场交易（含绿电交易）；在交易申报、出清方面，报量报价、报量不报价的方式均存在；电力现货价格受电力市场供需影响较大，光伏出力与用电负荷时间错配，日内光伏出力时点用电供需较为宽松，对应电力现货价格低于燃煤标杆电价。 表2：各地新能源市场化交易政策政策梳理 地区 政策文件 具体内容 广东 《广东能源局国家能源局南方监管局关于2024年电力市场交易有关事项的通知》、《广东