4 月8 日自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《完善新疆新能源價格機制的方案》（方案），將2021 年起投產的新能源平價項目發(fā)電量全部納入電力市場，目標上網電價0.262 元/度，高于火電基準電價0.25 元/度。基于現(xiàn)階段新疆電力市場化交易均價低于燃煤基準，《方案》明確以市場均價（年度直接交易均價）為基礎，價格=新能源交易電價+0.262 元/度-max（新能源交易電價，市場均價），價差部分由大工業(yè)用電順價均攤；當市場均價大于等于0.262 元/度，無差額支持。持續(xù)推薦綠電龍頭龍源電力/三峽能源，綜合運營商華能國際/華能國際電力股份/華潤電力/中國電力/內蒙華電/吉電股份/福能股份。

 

    全國統(tǒng)一電力市場建立之前，電價高度取決于地方政府當前風光定價體系層次不齊，多數省份給予平價項目一部分保障性電量以火電基準電價結算，剩余參與市場化部分在多數區(qū)域價格低于基準電價，只有江蘇/廣東等發(fā)達地區(qū)的綠電交易出現(xiàn)溢價。1 月28 日國家發(fā)改委公布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》指出到2030 基本建成全國統(tǒng)一電力市場，4 月10 日國務院《關于加快建設全國統(tǒng)一大市場的意見》

 

    再次重申適時組建全國電力交易中心，但是在此之前電力交易市場還是以各省政策為主導，高度取決于地方政府態(tài)度。

 

    新疆此次新能源電價政策具有一定科學性

 

    新疆2021 年二/三產用電量占全部用電94%，占全部電力供應71%，所以本地除火電外風光市場化比例也很高，以節(jié)能風電為例，其2021 年新疆市場化比例達到70%，但是此前市場交易電價顯著低于燃煤基準（0.25 元/度）。

 

    此次政府明確新建風光全部進市場，價格=新能源交易電價+0.262 元/度-max（新能源交易電價，市場均價），價差部分由大工業(yè)用電順價均攤；意味著倘若新能源交易電價不低于火電等其他電源交易價格可以獲得0.262元/度的電價，否則就要在0.262 元/度的基礎上減去與市場均價的差額（體現(xiàn)了風光本身的曲線劣勢），具有一定科學性。

 

    電價對于綠電運營商影響最大，建議密切關注政策走向風光電站成本主要是折舊和財務費用（相對固定），利用小時取決于資源，所以電價對收入和利潤的彈性非常大。恰逢我們處在電改的深水區(qū)，風光電價中央層面統(tǒng)一的政策尚未出臺，不排除今年可能有新的政策，但是沿海地區(qū)綠電交易和部分內陸省份陸續(xù)有利好政策出臺，既體現(xiàn)了地方政府希望企業(yè)消納綠電減排的心愿，也明確了通過電價促進可再生能源發(fā)展的決心，甚至愿意為此犧牲工商業(yè)的成本優(yōu)勢。持續(xù)推薦綠電龍頭龍源電力/三峽能源；3 月底以來煤價明顯回調，看好火電二季度盈利改善，推薦華能國際/華能國際電力股份/華潤電力/中國電力/內蒙華電/吉電股份/福能股份。

 

    風險提示：新能源電價政策實施不及預期，煤價下降不及預期。