从具体的交易规则来看,以市场均价(年度直接交易均价)为基础:
1、当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价,按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持;
2、疆内实际交易电价高于市场均价,按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持;
3、当市场均价达到或超过0.262元/千瓦时,不再给予差额电价支持,新能源项目上网电价执行实际交易电 价。 从电价规则来看,在新疆地区的新能源项目,最低电价有目标电价0.262元/kwh做保障,若疆内交易电价大 于0.262元/kwh,新能源电价水平还可以更高。
从经济性角度来看,#电价上涨1毛2/度对应IRR提升约 0.8%,风光开发积极性有望进一步提升。#收益的提升也有望弥补储能装机成本,提升新能源发电的可调 节性,电网对于新能源的消纳能力也得到显著加强,强化正向的循环。 风光平价后,新疆上网电价不降反升,#这也打破行业对于竞价或者低价会在短时间替代平价的预期,随着 市场化交易制度的更加健全,新能源发电电价也会更加完善。
在量方面,《方案》提出将#推动新能源实现保障性消纳向市场化消纳的转变,同时提高2022年重点用能企 业新能源消纳责任权重,提升企业新能源用电占比。由“计划经济”向“市场经济”转变,从需求侧出发,拉动 新能源用电需求。
持续推荐整个新能源发电板块(电站运营+制造),全年需求确定性强,光伏首推受益于量的环节,首推胶 膜、玻璃,其次是垂直一体化组件厂;另外硅料环节全年业绩有望持续超预期,当前处在估值洼地。
风电 建议关注主机环节的降本趋势和全年的盈利确定性,首推明阳智能,其次为塔筒环节龙头天顺风能。 风险提升:后续各省新能源电价政策不及预期。