两部门发文:适时组建全国电力交易中心强烈看好绿电的六大逻辑

发布日期:2022-05-13 04:34   来源:未知   阅读:

  国家发改委1月28日消息,国家发改委、国家能源局近日印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

  《意见》明确,研究推动适时组建全国电力交易中心,有序推动新能源参与电力市场交易,探索开展绿色电力交易,并鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。

  《意见》明确,到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

  《意见》提出,加快建设国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用,完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。根据电力基础设施建设布局和互联互通情况,研究推动适时组建全国电力交易中心,引入发电企业、售电公司、用户等市场主体和有关战略投资者,建立依法规范、权责分明的公司法人治理体系和运营机制;成立相应的市场管理委员会,完善议事协调和监督机制。

  《意见》指出,稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设。引导各层次电力市场协同运行。条件成熟时支持省(区、市)市场与国家市场融合发展,或多省(区、市)联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。推动探索组建电力交易中心联营体。有序推进跨省跨区市场间开放合作。推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制,鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。

  《意见》提出,持续推动电力中长期市场建设。完善中长期合同市场化调整机制,缩短交易周期,提升交易频次,丰富交易品种,鼓励开展较长期限的中长期交易。推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价,更好拉大峰谷价差,引导用户削峰填谷。

  《意见》明确,积极稳妥推进电力现货市场建设。组织实施好电力现货市场试点,支持具备条件的试点不间断运行,逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场,加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接,建立合理的费用疏导机制。

  《意见》指出,培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划,分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场,分批次推动经营性用户全面参与市场,推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易。

  《意见》明确,提升电力市场对高比例新能源的适应性。严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施,完善适应高比例新能源的市场机制,有序推动新能源参与电力市场交易,以市场化收益吸引社会资本,促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制,引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务,新能源比例较高的地区可探索引入爬坡机等新型辅助服务。

  《意见》指出,探索开展绿色电力交易。创新体制机制,开展绿色电力交易试点,以市场化方式发现绿色电力的环境价值,体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力,推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

  《意见》指出,鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制,增强就近消纳新能源和安全运行能力。

  《意见》还指出,因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况,建立市场化的发电容量成本回收机制,探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式,保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

  发改委及能源局规划21-25 年,中国新增光伏装机量合计 517.6GW,符合增速超25%。风电方面,预计21-25 年,新增装机合计 297GW,复合增速超15.5%。而金开新能、中广核新能源、三峡能源十四五规划复合增速更是超过40%。

  逻辑二:金融支持加码,绿债融资成本低,中国电建最新30亿绿债仅为2.69%利率

  金融机构对可再生能源运营项目的支持有望来自以下三个方面:(1)对于拖欠的存量补贴,通过 ABS/ABN、REITS 对确权部分进行低息再贷款;(2)对于增量项目,提供更多绿色贷款支持进行新平价项目建设;(3)为资本市场提供更多选择 IPO、定增、转债的便利。

  预计硅料价格有望由当前的 260 元/kg 回落至明年平均 160~180 元/kg,组件价格有望由当前的 2.1 元/瓦回落至明年平均 1.75~1.80 元/瓦。

  按照中信建投电新测算,假设绿电溢价 2 分钱,电价 0.3874 元/千瓦时,全投资 IRR 将提升至 6.76%、资本金 IRR 将提升至 8.43%;如果按照 20%交易绿电交易比例测算,全投资 IRR 将达到 6.27%,资本金 IRR 为 7.58%。

  估值溢价来源高确定性、高业绩增长、高景气度、高流动性,这几点目前都契合绿电的现状。关于绿电的估值溢价可以看我之前写过的专栏,或者参考申万宏源的《新能源运营商该怎么给估值》

  一、全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦,首次超过煤电装机规模

  风电、太阳能发电装机2021年底分别为3.3亿千瓦、3.1亿千瓦;预期2022年底将分别达到3.8亿千瓦、4亿千瓦,即风电、光伏2022年新增规模约为50GW、90GW。

  截至2021年底,全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦,同比增长4.1%;其中,煤电11.1亿千瓦,同比增长2.8%,占总发电装机容量的比重为46.7%,同比降低2.3个百分点。水电装机容量3.9亿千瓦,同比增长5.6%;其中,常规水电3.5亿千瓦,抽水蓄能3639万千瓦。核电5326万千瓦,同比增长6.8%。风电3.3亿千瓦,同比增长16.6%;其中,陆上风电3.0亿千瓦,海上风电2639万千瓦。太阳能发电装机3.1亿千瓦,同比增长20.9%;其中,集中式光伏发电2.0亿千瓦,分布式光伏发电1.1亿千瓦,光热发电57万千瓦。全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦,同比增长13.4%,占总装机容量比重为47.0%,同比提高2.3个百分点,历史上首次超过煤电装机比重。

  在新能源快速发展带动下,预计2022年基建新增装机规模将创历年新高,全年基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。

  预计2022年底全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右,其中,非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右,将有望首次达到总装机规模的一半。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。

  二、截至2021年底,全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦,同比增长7.9%;全国规模以上工业企业发电量8.11亿千瓦时,同比增长8.1%

  一是电力工程年度完成投资再次超过1万亿元,同比增长2.9%,新增海上风电并网装机1690万千瓦。2021年,重点调查企业电力完成投资10481亿元,同比增长2.9%。其中,电网完成投资4951亿元,同比增长1.1%。电源完成投资5530亿元,同比增长4.5%,其中,非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。2021年,全国新增发电装机容量17629万千瓦,其中,新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦,占新增发电装机总容量的比重为78.3%,同比提高5.2个百分点。2021年是国家财政补贴海上风电新并网项目的最后一年,全国全年新增并网海上风电1690万千瓦,创历年新高。

  二是全口径非化石能源发电量同比增长12.0%,煤电发电量占总发电量比重为60.0%。2021年,受汛期主要流域降水偏少等因素影响,全国规模以上工业企业水电发电量同比下降2.5%;受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响,全国规模以上工业企业火电发电量同比增长8.4%。核电发电量同比增长11.3%。全口径并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时,同比增长12.0%;占全口径总发电量的比重为34.6%,同比提高0.7个百分点。全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时,同比增长8.6%,占全口径总发电量的比重为60.0%,同比降低0.7个百分点。无论从装机规模看还是从发电量看,煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源,也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

  三是核电、火电和风电发电设备利用小时同比分别提高352、237、154小时。2021年,全国发电设备利用小时3817小时,同比提高60小时。其中,水电设备利用小时3622小时,同比降低203小时。核电7802小时,同比提高352小时。并网风电2232小时,同比提高154小时。并网太阳能发电1281小时,与上年总体持平。火电4448小时,同比提高237小时;其中,煤电4586小时,同比提高263小时;气电2814小时,同比提高204小时。

  四是跨区输出电量同比增长6.2%,跨省输出电量同比增长4.8%。2021年,全国完成跨区送电量6876亿千瓦时,同比增长6.2%,两年平均增长12.8%;其中,西北区域外送电量3156亿千瓦时,同比增长14.1%,占全国跨区送电量的45.9%。全国完成跨省送出电量1.60万亿千瓦时,同比增长4.8%,两年平均增长5.4%。

  五是电力市场交易电量同比增长20.1%。2021年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787亿千瓦时,同比增长19.3%,占全社会用电量比重为45.5%,同比提高3.3个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30405亿千瓦时,同比增长22.8%。

  综合考虑国内外经济形势、电能替代等带动电气化水平稳步提升、上年基数前后变化等因素,并结合多种方法对全社会用电量的预测,以及电力供需形势分析预测专家的预判,预计2022年全年全社会用电量8.7万亿千瓦时-8.8万亿千瓦时,同比增长5%-6%,各季度全社会用电量增速总体呈逐季上升态势。

  在新能源快速发展带动下,预计2022年基建新增装机规模将创历年新高,全年基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右,其中,非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右,将有望首次达到总装机规模的一半。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右

  1、绿电是人类命运共同体的共识,意识形态上越来越塑造形成共同道义的观念,道统,所谓师出有名,科学结论自不必说了,地球变暖,极端天气等等

  2、能源是全球治权的基石。正如西方控制了化石能源(油气),才有了后来的统御全球数百年,未来可能的中国治权基石必然是一套全新的能独立于化石的能源体系,绿电。有了绿电,意味着全球碳排放的分配秩序的领导权拿到了手里,碳的逻辑意义是人类最基础的生存权和分配权。这就是为什么今天(2021年只是绿电元年)全球绿电的争夺渐入白热化,叫应时代之约。

  3、绿电的超宏大建设工程当然得靠化石电(污染电)的转化,因为今天人类迄今所有的工业能力都是建立在化石电的基础上的。这是常识。拿这个来否定绿电,这叫反智。

  不跨越这一步,绿电就不会从天上掉下来。人类的目标是未来建成绿电养绿电的自循环状态,完全靠绿电去支撑整个绿电系统的维护、正常运行、折旧补充,到那个状态,化石电就算退休了。能不能达到那个状态。看看德国人的计划 能源转型的长远布局:

  通过提高电价和排污费,推动产业转型,刺激工业界技术创新,淘汰高耗能的产业,过去十年用电量、能耗总量、碳排总量下降了50%。而这个过程从来没有发生过拉闸限电。当然它某种程度叫趁大伙都还没觉悟 利用了“污染转移” 占了我们中国人的便宜(光伏)但不可否认它也是舍得花了大价钱的,1.7万亿欧。

  4、现在大家都在觉悟,就越来越没办法搞“污染转移”了,争夺必然就会白热化,拚什么尽可能快地提升绿电,拚的还不就是化石能源支持的现有的工业生产能力吗。

  比方说光伏的建设不就是纯碱(玻璃原料)、玻璃(光伏面板)、铝(支架和特高压输电)等等的放量吗?这些各目前本质上就是煤电的转化,而且目前只能是煤电的转化一条路,从这个角度上讲人类为求未来的绿电世界,必须要经历一个边际加快消耗自己的化石电的过程。说实话,这个哲学上有点儿否定之否定的意思。凤凰涅槃 才能升天。所以全球今天的化石能源的价格之趋势,绝非简单周期使然,莫淡看了宏大背景板。

  5、全世界都知道,只有中国人最有能力撸起袖子干绿电,现在尚存治权的西方们,现在不给你使绊,不给你制造“斯诺克”,阻滞你的进程,越到后面就越难。

  6、三大产业风口:绿电生产、绿电消费终端(生产生活电气化)、高效绿电超长程传输和储能

  1、电力股:长江电力、华银电力、长源电力、黔源电力、华能水电、华能国际、内蒙华电、华电国际、川投能源等

  2、新能源运营商:三峡能源、太阳能、节能风电、林洋能源、福能股份、中闽能源、林洋能源等

  3、能源互联网:国电南瑞、国网信通、亿嘉和、南网能源、涪陵电力、宏力达、威胜信息、金智科技、正泰电器、良信股份等

  4、特高压:平高电气、许继电气、国电南瑞、思源电气、特变电工、长缆科技、川润股份等

  6、风电:金风科技、天顺风能、明阳智能、新强联、日月股份、金雷股份、运达股份、大金重工、东方电缆、中材科技、广大特材等

  7、储能:派能科技、宁德时代、锦浪科技、固德威、阳光电源、德业股份、盛弘股份、永福股份、科士达等

  8、抽水蓄能:中国电建、粤水电、豫能控股、桂东电力、浙江新能、新天绿能、湖北能源、国电南自、国电南瑞、中国电研、东方电气、永福股份、皖能电力、宁波能源、浙富控股等

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