4 月8 日自治区发改委印发《完善新疆新能源价格机制的方案》（方案），将2021 年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价0.262 元/度，高于火电基准电价0.25 元/度。基于现阶段新疆电力市场化交易均价低于燃煤基准，《方案》明确以市场均价（年度直接交易均价）为基础，价格=新能源交易电价+0.262 元/度-max（新能源交易电价，市场均价），价差部分由大工业用电顺价均摊；当市场均价大于等于0.262 元/度，无差额支持。持续推荐绿电龙头龙源电力/三峡能源，综合运营商华能国际/华能国际电力股份/华润电力/中国电力/内蒙华电/吉电股份/福能股份。

 

    全国统一电力市场建立之前，电价高度取决于地方政府当前风光定价体系层次不齐，多数省份给予平价项目一部分保障性电量以火电基准电价结算，剩余参与市场化部分在多数区域价格低于基准电价，只有江苏/广东等发达地区的绿电交易出现溢价。1 月28 日国家发改委公布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指出到2030 基本建成全国统一电力市场，4 月10 日国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》

 

    再次重申适时组建全国电力交易中心，但是在此之前电力交易市场还是以各省政策为主导，高度取决于地方政府态度。

 

    新疆此次新能源电价政策具有一定科学性

 

    新疆2021 年二/三产用电量占全部用电94%，占全部电力供应71%，所以本地除火电外风光市场化比例也很高，以节能风电为例，其2021 年新疆市场化比例达到70%，但是此前市场交易电价显著低于燃煤基准（0.25 元/度）。

 

    此次政府明确新建风光全部进市场，价格=新能源交易电价+0.262 元/度-max（新能源交易电价，市场均价），价差部分由大工业用电顺价均摊；意味着倘若新能源交易电价不低于火电等其他电源交易价格可以获得0.262元/度的电价，否则就要在0.262 元/度的基础上减去与市场均价的差额（体现了风光本身的曲线劣势），具有一定科学性。

 

    电价对于绿电运营商影响最大，建议密切关注政策走向风光电站成本主要是折旧和财务费用（相对固定），利用小时取决于资源，所以电价对收入和利润的弹性非常大。恰逢我们处在电改的深水区，风光电价中央层面统一的政策尚未出台，不排除今年可能有新的政策，但是沿海地区绿电交易和部分内陆省份陆续有利好政策出台，既体现了地方政府希望企业消纳绿电减排的心愿，也明确了通过电价促进可再生能源发展的决心，甚至愿意为此牺牲工商业的成本优势。持续推荐绿电龙头龙源电力/三峡能源；3 月底以来煤价明显回调，看好火电二季度盈利改善，推荐华能国际/华能国际电力股份/华润电力/中国电力/内蒙华电/吉电股份/福能股份。

 

    风险提示：新能源电价政策实施不及预期，煤价下降不及预期。