中信建投:持续看好火电转绿电企业的投资机会

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中信建投指出,近日国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》的通知,成为我国首个国家级电力现货市场规则。规则指出要发挥市场在电力资源配置中的决定性作用,近期重点按照“统一市场、协同运行”的框架,重点推动省间、省内或区域市场建设。现货市场包括日前、日内、实时市场,参与主体将纳入分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体。我国多层次统一电力市场逐步完善,交易周期涵盖中长期交易、现货交易;交易品种拓展至辅助服务、容量电价;经营主体扩大到分布式发电、储能、虚拟电厂等新型主体。现货市场有利于具备调节能力的电源,火电有望在现货市场中获取正向收益,持续看好火电转绿电企业的投资机会。

  全文如下

中信建投|首个国家级电力现货市场规则发布,国内现货市场建设不断加速

近日国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》的通知,成为我国首个国家级电力现货市场规则。规则指出要发挥市场在电力资源配置中的决定性作用,近期重点按照“统一市场、协同运行”的框架,重点推动省间、省内或区域市场建设。现货市场包括日前、日内、实时市场,参与主体将纳入分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体。我国多层次统一电力市场逐步完善,交易周期涵盖中长期交易、现货交易;交易品种拓展至辅助服务、容量电价;经营主体扩大到分布式发电、储能、虚拟电厂等新型主体。我们认为现货市场有利于具备调节能力的电源,火电有望在现货市场中获取正向收益,持续看好火电转绿电企业的投资机会。

两部委发布《电力现货市场基本规则(试行)》

近日国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》的通知,成为我国首个国家级电力现货市场规则。

首个国家级现货市场文件被发布,明确近期及中远期建设目标

近日,国家发改委和国家能源局联合发布我国首个国家级电力现货市场基本规则,该规则自2023年10月15日起施行,有效期至2026年10月15日。规则指出电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号,发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。规则要求近期重点按照“统一市场、协同运行”的框架,推动省间、省内或区域市场建设,加强现货市场与中长期市场、辅助服务市场等的衔接。参与形式方面,现货市场包括日前、日内、实时市场,参与主体除传统电源外,推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。价格方面,可根据电网结构和阻塞等情况,选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价。限价方面,现货可参考社会经济承受能力设定市场限价,除正常交易的市场限价之外,当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后,可设置并执行二级价格限值。远期来看,要推动制定统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准,加强国家市场、省(区、市) /区域电力市场间的相互耦合、有序衔接,不断推动各类经营主体平等参与市场。

现货试点显著加速,电力体制改革不断深化,灵活性电源重要性持续凸显

电力现货市场作为反应电力供需情况最灵明的信号,近年来在国内迎来快速发展。从我国此前省内现货试点情况来看,第一批8个试点区域中,广东、山东、山西、甘肃、蒙西等已经开展连续结算试运行;第二批6个现货试点均已完成模拟试运行,包括江苏、安徽、上海等;其他区域也在不断加快建设并完善自身区域电力现货市场。针对我国现货市场,我们判断未来我国市场化电量交易仍将以中长期交易为主,现货交易电量预计占市场化交易电量的5%~10%,随电力供需放缓比例逐步提升。价格上看,现货交易有利于综合电价上涨,尤其火电、储能等灵活性电源有望更好地享受峰谷价差带来的收益。

此外,记者会上还提到本次规则结合双碳目标和构建新型电力系统的新形势,进行了三方面制度性设计。其一为规则明确了电力现货市场近期和远期重点任务,明确了电力现货市场模拟试运行、结算试运行和正式运行等不同阶段的启动条件和工作内容,进一步规范了电力现货市场建设运营流程。其二为规则设置了市场衔接机制章节,对现货与中长期、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接提出了各方达成共识的原则性要求,从而加强了电力现货交易与相关交易和机制的统筹衔接,有利于推进电力市场一体化。其三为规则设置了风险防控章节,有助于防范市场运营风险。

整体来看,规则有助于我国多层次统一电力市场逐步完善,目前电力交易周期涵盖中长期交易、现货交易;交易品种拓展至辅助服务、容量电价;经营主体扩大到分布式发电、储能、虚拟电厂等新型主体。我国电力市场改革持续深化,坚持发挥市场在电力资源配置中的绝对作用,有助于提升电力安全保供能力,构建适合新能源发展的电力市场体系,最终打造有活力的新型电力系统。

我们认为现货市场有利于具备调节能力的电源,火电有望在现货市场中获取正向收益,持续看好火电转绿电企业的投资机会。

政策推进不及预期的风险:政策建议到落地执行需要一定的步骤与时间,存在政策建议最后无法落地或政策范围有调整变动的风险。

煤价上涨的风险:由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标,因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨,则将造成火电燃料成本提升。

新能源装机进展不及预期的风险:新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响,装机增速具备不确定性,存在装机增速不及预期的风险。

区域利用小时数下滑的风险:受经济转型、疫情反复等因素影响,我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱,那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响,出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差,或者受电网消纳能力的限制,则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。

电价下降的风险:在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后,受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地,引导火电企业燃料成本降低,则火电的市场电价有下降的风险。

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