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绿电交易开启17省参与 电力股掀涨停潮

发布日期:2021/9/8


     电力行业碳减排责任大,电价上涨带来其业绩弹性,进而利好上游新能源。


     9月8日,低估值的电力板块走强,截至午间收盘,宁波能源(600982)、桂东电力(600310)、京能电力(600578)、银星能源(000862)、上海电力(600021)、中国核电(601985)涨停,中闽能源(600163)5连板,内蒙华电(600863)、华银电力(600744)、甘肃电投(000791)等多只电力股冲高。


    近日,国家发展改革委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司,推动开展绿色电力交易试点工作。9月7日,绿色电力交易试点启动会在北京召开,绿色电力交易试点正式启动。


     据悉,这是国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后,启动的首次绿色电力交易,吸引北京、江苏、浙江等共17个省份259家市场主体参与,达成交易电量79.35亿千瓦时。


     其中,国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时,南方电网公司经营区域内成交电量10.37亿千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨,减排二氧化碳607.18万吨。


     绿电是什么?绿电是单独定价品种


      国家发改委网站指出,绿色电力交易是在现有中长期交易框架下,设立独立的绿色电力交易品种,积极引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易,绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算,通过相关政策措施激励用电侧购买绿色电力的积极性。


     通过开展绿色电力交易,将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来,与风电、光伏发电项目直接交易,以市场化方式引导绿色电力消费,体现出绿色电力的环境价值,产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳,更好促进新型电力系统建设。


     据介绍,参与绿色电力交易的市场主体,近期以风电和光伏发电为主,逐步扩大到水电等其他可再生能源,绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力,如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限,可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。


     交易电价高于煤电标杆部分、一部分用以优先补偿参与交易的新能源发电企业,体现绿色电力的环境价值。


     据报道,首批绿电较当地电力中长期交易价格增0.03-0.05元/千瓦时,当前国内各地中长期交易价格不一,约在-0.005元/千瓦时至-0.10元/千瓦时之间,因此,部分中长期协议在2021年或以低于平均价出售。


     然而,由于煤价上涨导致限电,预计2022年多地市场中长期协议价将高于标杆电价,或为绿电带来高于3-5分/千瓦时的收益。


     整体而言,这次绿电交易对于新能源运营商构成重要利好,参与交易的绿电电价溢价,绿电环境价值被国家认定。


     除了电价上涨本身带来的业绩弹性,更重要的是电力作为最重要生产要素可以获得价值回归,水/风/光/核/储能等都将受益。


     千亿千瓦时市场 利好新能源运营商


     毕竟只有下游赚钱了,才能容忍中游和上游的涨价,因此一旦为新能源发电差异化定价,上游的光伏、风电制造商、储能等行业才会有更大发展空间。


     与始于2017年的绿证相比,绿电的证书与物理电量捆绑销售,权属清晰,用户可在绿电市场交易直接购电+获得绿证。


     目前,绿电的用户主要包括出口企业、承诺未来实现100%使用可再生能源电力的公司和国内自愿承诺购买绿电的公司。未来,如碳边境调节税开征,钢铁、铝等高耗能企业也将进入绿电交易市场。


     初期绿电供应或主要为2021年后平价上网风光项目。


     根据规则,当前的绿电交易分为三部分:完全按市场绿电、带补贴绿电和电网企业收购的带补贴绿电。


     国金证券认为由于安全市场化绿电(即2021年后的平价项目发电量)的收益主要归电站所有,因此将成为最积极出售绿电的主体;由于带补贴项目一旦出售绿电,就要进入市场交易,相应电量不再享受电网企业保障性收购,因此大部分这类项目或处于观望状态。


     中长期绿电交易或至千亿千瓦时级别市场。


     首批绿电交易达成交易电量79.35亿千瓦时,国金证券预计2022年,随着绿电市场的推进,市场规模至少在200-300亿千瓦时(2021年仅半年规模);2023年后,如欧盟碳边境调节税启动,将有更多高耗能企业进入市场,绿电交易规模或有望看到千亿千瓦时。


     未来绿电的主要增量来自平价新能源上网,绿电溢价+市场空间扩容,双因素驱动新能源运营商成长。




来源: 同顺-异动眼

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