新型电力系统报告（五）：电改加速新能源电价市场化

新能源入市进程加速。随着《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的施行， 新能源参与市场交易的进程进一步加速。其在国家层面明确了保障性收购电量和市 场交易电量两个概念。在责任方面：电网组织电力市场成员，确保保障性收购电量 消纳；电力交易机构组织电力市场成员，推动新能源电量参与电力市场。根据中电 联数据，2023年，整体市场化交易电量为5.67万亿度，市场化交易电量占比为62%； 其中，新能源市场化交易电量6845亿度，市场化交易电量占比为47%，之后该比 例会持续提升。 新能源参与市场对项目最直接的影响是面临消纳和度电收益的不确定性，二者直接 决定了总收益水平，进而影响新能源投资。 在消纳方面，可以通过价格信号影响各类电源的出力水平。风电和光伏发电的边际 成本几乎为0，火电由于主要的成本来自于原材料煤炭，所以发电的边际成本较高。 在风光出力较多的时段，可以通过拉低电价、使电价低于火电的发电边际成本的方 式，引导火电降低出力，给风光留出消纳空间。从分时电价机制来看，目前部分省 份的谷电价，已经逼近脱硫燃煤标杆电价的七折（近似代替火电边际成本）。从电 力现货市场来看，具体到日内层面，各省现货价格峰谷形态和新能源渗透率高度相 关：光伏较多的山东、山西两省，已经呈现明显的“早晚双峰、中午低谷”的形态。 在度电收益方面，新能源运营商的度电收益是由保障性收购的电价、中长期交易的 电价、现货市场的电价三方面决定的。从新能源运营商角度出发，优先选择在保障 性收购比例高的地区进行投资；其次，在签订中长期合约时，尽量签订较高的合约 价格、签约时间尽量长、签约电量尽量多；最后，考虑到现货市场的价格情况，优 先考虑在电力供需偏紧、消纳压力小、光伏发电量占比低的省份进行投资。 投资建议：此前市场对于新能源入市后新能源运营商盈利预期较低，我们认为政策 有望稳定新能源入市后收益预期、并增加碳收益，保证新能源运营商的可融资性。 因此，一方面，新能源运营商整体有望迎来估值修复；另一方面，考虑到光伏场站 的出力与现货价格的走势往往相反，从电源结构上来说，风电装机占比高的新能源 运营商更优。建议关注：龙源电力（H）、大唐新能源（H）、太阳能。 风险提示：政策变化风险；电力市场化进程不及预期风险。 1、新能源入市进程加速 随着《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的施行，新能源参与市场交易 的进程进一步加速。2024年3月18日，国家发改委官网公告《全额保障性收 购可再生能源电量监管办法》，该办法自2024年4月1日起施行。《全额保障 性收购可再生能源电量监管办法》将非水可再生能源（风电、太阳能发电、生物 质能发电、海洋能发电、地热能发电）上网电量分为两部分：保障性收购电量和 市场交易电量。责任方面：电网组织电力市场成员，确保保障性收购电量消纳； 电力交易机构组织电力市场成员，推动新能源电量参与电力市场。 《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》在国家层面明确了保障性收购电量 和市场交易电量两个概念。2018年之后，即风光项目平价过渡期开始之后，各 省已经逐步针对于光伏、风电项目采用了保障性收购电量和市场交易电量的模 式。各省基于实际的电力供需、消纳情况来制定保障性收购小时数（电量）：电 力供需偏紧、消纳压力小的省份保障性收购小时数（电量）高，反之则低；非保 障性收购电量部分进入电力交易市场，一般采用中长期协议签订电力供需偏紧、 消纳压力小的省份，中长期合约电价更高，反之则低。本次《全额保障性收购可 再生能源电量监管办法》的出台，从国家层面将两个概念明确化。 2023年度，新能源市场化交易电量比例为47%，之后该比例会持续提升。根据 中电联数据，2023年，整体市场化交易电量为5.67万亿度，市场化交易电量占 比为62%；其中，新能源市场化交易电量6845亿度，市场化交易电量占比为 47%。 表1：2021-2023年电力市场化情况 表2：2020-2023年新能源参与电力市场化情况 2、消纳：通过电价信号调节出力 新能源参与市场对项目最直接的影响是面临消纳和度电收益的不确定性，二者直 接决定了总收益水平，进而影响新能源投资。 在消纳方面，可以通过价格信号影响各类电源的出力水平。风电和光伏发电的边 际成本几乎为0，火电由于主要的成本来自于原材料煤炭，所以发电的边际成本 较高。在风光出力较多的时段，可以通过拉低电价，使电价低于火电的发电边际 成本的方式，引导火电降低出力，给风光留出消纳空间。我们从分时电价机制和 电力现货市场两个维度进行观测，发现这样的趋势已经非常明显。 从分时电价机制来看，目前部分省份的谷电价，已经逼近脱硫燃煤标杆电价的七 折（近似代替火电边际成本）。在冀北、江苏、浙江、安徽、江西、山东、河南、 湖南、广东、海南、重庆、四川、贵州、云南、青海、新疆等地，谷电价与火电 边际成本的价差已在0.1元/kWh以内。在广东省，已出现谷电价小于火电边际 成本的情况。 表3：各地区谷电价与脱硫燃煤标杆电价的对应情况 从电力现货市场来看，具体到日内层面，各省现货价格峰谷形态和新能源渗透率高度相关。光伏较多的山东、山西两省，已经呈现明显的“早晚双峰、中午低谷”的形态。在中午光伏大发的时点，其现货日前市场的价格已经在很低的位置，可以“挤出”部分火电，给新能源让出消纳空间。 图1：2023年度层面关键现货价格数据一览 图2：2023年山西、山东、广东现货日前市场分时段均价图(虚线为年平均值) 3、度电收益：三方面因素综合作用 在度电收益方面，新能源运营商的度电收益是由保障性收购的电价、中长期交易 的电价、现货市场电价三方面决定的： 首先，在保障性收购比例高的区域投资新能源，收益会更高。 我们选取一个典型光伏项目进行收益率测算，核心假设： （1）100MW项目，单位投资3元/W； （2）年利用小时数：1250小时； （3）含税燃煤标杆电价：0.35元/kWh； （4）假设市场化电价为燃煤标杆电价的60%；保障性收购比例作为敏感因子。 静态测算，若项目质地较好且市场化电价相对理想，当保障性收购比例高于50% 时，项目仍有相对合理的收益水平：当保障性收购比例为50%/60%/70%/80% 时，全投资IRR（税后）为5.45%/6.06%/6.66%/7.25%。 若按历史情况考虑配储（20%容配比，初始投资成本增加20%，660h年放电小 时数，0.1元/W充放电价差），则配储条件资本金收益率会有约10%的下降。 表4：部分项目参数假设数据 表5：不同保障性收购比例下的全投资IRR（税后） 表6：配储对项目收益率的影响（以2022年成本数据为例） 其次，中长期合约的签订可以提前锚定资产收益，起到“压舱石”的作用。以蒙 西的中长期差价合约为例：买卖双方通过合同形式，锚定未来的电力交易价格， 当现货价格高于合约价格时，卖方向买方支付差额，当现货价格低于合约价格时， 买方向卖方支付差额，从而减少市场价格波动带来的不确定性。 最后，光伏场站的出力与现货价格的走势一般是相反的，因此，在现货市场交易 的电量比例越高，对于光伏场站的压力就越大。一般而言，在电力供需偏紧、消 纳压力小、光伏发电量占比低的省份，光伏在现货市场上的压力相对较小。 从新能源运营商角度出发，优先选择在保障性收购比例高的地区进行投资；其次， 在签订中长期合约时，尽量签订较高的合约价格、签约时间尽量长、签约电量尽 量多；最后，考虑到现货市场的价格情况，优先考虑在电力供需偏紧、消纳压力 小、光伏发电量占比低的省份进行投资。 4、投资建议 此前市场对于新能源入市后新能源运营商盈利预期较低，我们认为政策有望稳定 新能源入市后收益预期、并增加碳收益，保证新能源运营商的可融资性。因此， 一方面，新能源运营商整体有望迎来估值修复；另一方面，考虑到光伏场站的出 力与现货价格的走势往往相反，从电源结构上来说，风电装机占比高的新能源运 营商更优。建议关注：龙源电力（H）、大唐新能源（H）、太阳能。 5、风险分析 政策变化风险： 新能源发电行业与国家宏观经济政策、产业政策以及国家电力规划有着密切联 系，若政策上发生变动，可能给行业带来负面冲击。 电力市场化进程不及预期风险： 电力市场建设受中央政府、地方政府、发电企业、电网企业多方影响，各省省情 与市场基础不同，电力市场化实际推进情况存在不及预期的风险。