智通财经APP获悉，华泰证券发布的研报表示，以电力市场化进程及新能源装机规模位居全国前列的山东省2023年电力市场日度高频数据为抓手，对市场关注的市场化电价对火电及新能源盈利能力影响的问题进行定量拆解。建议关注更为稳定的可控电力类型，如火电，水电和核电；关注工商业储能。
华泰证券的主要观点如下：
问题一：以山东为例，市场化价格波动对电企收入有哪些影响？
虽然新能源尚未强制入市，但通过影响火电竞价空间已带来现货市场鸭子曲线特征和价格波动。以2023年全年山东电力市场交易结果为例，虽然现货电价的波动较大，但全年平均相对中长期电价下降仅3%（2分/度）。从波动性来看，中长期市场日均电价标准差小于1分/度，而现货市场日均电价的标准差在15分/度以上。通过锁定中长期合约（超过结算量的90%）可为电企提供收益“压舱石”，而现货市场（结算量占比小于10%）交易则发挥了价格信号作用，同时反应了新能源对于电力供需曲线的双向冲击。
问题二：新能源入市对自身收入影响几何？
根据山东2023年小时级现货电价和光伏风电出力曲线，该行测算若按当前政策要求，集中式新能源的10%电量按现货电价结算，山东光伏年加权平均电价约382元/兆瓦时，较标杆电价低13元/兆瓦时、较火电现货平均电价高29元/兆瓦时；山东风电年加权平均电价约391元/兆瓦时，较标杆电价低3.5元/兆瓦时、较火电现货平均电价高39元/兆瓦时。该行测算若新能源全部电量按现货电价结算，山东光伏年加权平均电价约261元/兆瓦时，较标杆电价低134元/兆瓦时、较火电现货平均电价低92元/兆瓦时，主要由于光伏出力高峰与午间电价低谷重合度较高。风电由于出力高峰在电价更高的晚间时段，同样测算方法下风电年加权平均电价仍有360元/兆瓦时，仅较标杆电价低35元/兆瓦时、反而较火电现货平均电价高7元/兆瓦时。若极端情景下，考虑目前部分省份对新能源报价以标杆电价作为最高限制，则光伏和风电加权电价会再降低26和53元/兆瓦时，对风电影响更大。
问题三：撇开极端负电价，储能套利空间实际应该看什么？
从目前山东实际交易模式来看，无论日前还是实时交易都尚未实现在日内连续交易报价，使电化学储能并不能发挥其灵活启停在实时市场中套利的能力，较依赖运营者对电力供需的提前预判。该行发现2023年山东日前市场峰谷电价出现时段在不同季节呈现不同特征，若储能运营商采取全年固定时段交易策略（全年均在谷电出现概率最高的13点充电、峰电出现概率最高的18点放电），年均每日峰谷套利空间为310元/兆瓦时；若运营商交易策略细化至每月固定时段交易（每月在当月谷电、峰电出现概率最高的小时充放电），年均的每日峰谷套利空间可以提升16元至326元/兆瓦时；若运营商进一步通过专业工具优化预测准确度，最乐观情形下实现每日均在当日实际峰谷时段充放电，则年均的每日峰谷套利空间最高可以再提升106元至433元/兆瓦时，显示交易软件对运营商在电力市场中提升收益率的帮助。
问题四：用户加入市场会与发电企业有何不同？
该行从山东市场可以看到，2023年对于直购电的市场化工商业用户而言，电价月度传导发电侧电价变化；而以电网代理方式参与市场的工商业用户，其代理购电成本该行测算较电力中长期交易电价高5%、较电力现货市场日前发电侧出清价格高8%，故直购电对于工商业用户来说或更具备吸引力。此外，工商业代购电最大峰谷价差达870-930元/兆瓦时，利好工商业储能。
风险提示：新型电力系统建设不及预期；创新业务推进不及预期；盈利预测假设与实际偏差的风险。
