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2021-11-25 00:13:02

1、近期绿电交易溢价大幅上涨
近期，浙江交易中心促成象山大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约6.1分/千瓦时，溢价比例达到15%。这是浙江自9月份成功完成全国首次绿电交易试点以来，首度开启绿电交易“日常模式”。
开始绿电交易“日常模式”，越来越频繁地组织绿电交易，推动绿电交易常态化。同时，科学评估燃煤发电上网电价改革对电力市场的影响，进一步完善绿电交易机制。
绿电价值=电价值+绿色溢价。电价值与能源产品价格挂钩，随着钢铁、有色、建材等行业纳入碳交易，绿色溢价也将持续提升。同时，今年抢装海风将极大提升新能源运营商明年业绩。

2、江苏省公布2022年电力交易通知，风电光伏市场化比例可向上提升
据江苏省发改委相关文件，2022年江苏省统调光伏、风电按照全年不超过900小时、1800小时来参与年度市场交易。市场交易价格浮动区间为燃煤基准价的±20%（0.3128~0.4692元/千瓦时），针对高耗能企业市场电价不受上浮20%的限制。对于省内统调光伏、风电机组的绿色电力市场交易电量按照实际交易电价结算。带补贴的统调光伏、风电机组参与市场交易部分的电量，不再领取可再生能源发电补贴或申请绿证，可不计入其全生命周期保障收购小时数。
赋予新能源发电选择权，利好新能源发电运营企业。此前我国新能源发电主要采取保障利用小时机制，保障利用小时之外的电量参与市场化交易，对于未设保障利用小时的省份按照全生命周期合理利用小时划分计划电比重，全国新能源市场化比例大概在20~30%左右。江苏省此前光伏合理利用小时为1100小时，风电为1800小时；2020实际利用小时光伏约为1300小时（估计），风电为2001小时，推测市场化比例分别为15.4%和10%。新政允许风电及光伏企业提升市场化比例，我们认为对于新能源运营企业是较大利好，相当于提供了选择权利。在当前市场化电价上行周期，新能源发电企业可以将更多的电量参与市场化；如果电力市场趋于宽松，其仍可以将大部分电量按保障利用小时走计划电消纳。
假设原来市场化电量参考火电折价3分左右，而新参与市场化交易的电量均可以上浮20%或7.9分钱，对于江苏省风电企业而言，其度电电价弹性为（200*（7.9+3）+1600*7.9）/2000=7.4分钱。但必须注意的是，对于有补贴的项目，可能仅改善现金流量而对利润表或收益率没有明显影响；对于平价项目而言，市场化比例提升有望带来业绩的边际改善。

3、省间电力现货交易规则发布
今天国家电网有限公司正式公布《省间电力现货交易规则》，这是我国首个覆盖所有省间范围、所有电源类型的省间电力现货交易规则，有利于加大新能源跨省跨区的大范围消纳，是我国电力现货市场建设的重要里程碑。该规则指出，所有发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。
截至目前，全国8个省份电力现货市场已经全部试运行。在省内现货市场，所有发电企业都可以参与现货交易。但是在省间现货市场，除了水电、风电和光伏等可再生能源，煤电、核电等其他电源并未参与。我们认为，《省间电力现货交易规则》的发布，标志着煤电、核电等其他能源类型也全部加入省间现货市场，这将对新能源发电行业产生积极影响，伴随煤电、核电等其他电源的加入，新能源在省间现货市场的收益或将有所提升，新能源参与市场化交易的比例或将有所提高。

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