智通財經APP獲悉，華泰證券發佈的研報表示，以電力市場化進程及新能源裝機規模位居全國前列的山東省2023年電力市場日度高頻數據爲抓手，對市場關注的市場化電價對火電及新能源盈利能力影響的問題進行定量拆解。建議關注更爲穩定的可控電力類型，如火電，水電和核電；關注工商業儲能。
華泰證券的主要觀點如下：
問題一：以山東爲例，市場化價格波動對電企收入有哪些影響？
雖然新能源尚未強制入市，但通過影響火電競價空間已帶來現貨市場鴨子曲線特徵和價格波動。以2023年全年山東電力市場交易結果爲例，雖然現貨電價的波動較大，但全年平均相對中長期電價下降僅3%（2分/度）。從波動性來看，中長期市場日均電價標準差小於1分/度，而現貨市場日均電價的標準差在15分/度以上。通過鎖定中長期合約（超過結算量的90%）可爲電企提供收益“壓艙石”，而現貨市場（結算量佔比小於10%）交易則發揮了價格信號作用，同時反應了新能源對於電力供需曲線的雙向衝擊。
問題二：新能源入市對自身收入影響幾何？
根據山東2023年小時級現貨電價和光伏風電出力曲線，該行測算若按當前政策要求，集中式新能源的10%電量按現貨電價結算，山東光伏年加權平均電價約382元/兆瓦時，較標杆電價低13元/兆瓦時、較火電現貨平均電價高29元/兆瓦時；山東風電年加權平均電價約391元/兆瓦時，較標杆電價低3.5元/兆瓦時、較火電現貨平均電價高39元/兆瓦時。該行測算若新能源全部電量按現貨電價結算，山東光伏年加權平均電價約261元/兆瓦時，較標杆電價低134元/兆瓦時、較火電現貨平均電價低92元/兆瓦時，主要由於光伏出力高峯與午間電價低谷重合度較高。風電由於出力高峯在電價更高的晚間時段，同樣測算方法下風電年加權平均電價仍有360元/兆瓦時，僅較標杆電價低35元/兆瓦時、反而較火電現貨平均電價高7元/兆瓦時。若極端情景下，考慮目前部分省份對新能源報價以標杆電價作爲最高限制，則光伏和風電加權電價會再降低26和53元/兆瓦時，對風電影響更大。
問題三：撇開極端負電價，儲能套利空間實際應該看什麼？
從目前山東實際交易模式來看，無論日前還是實時交易都尚未實現在日內連續交易報價，使電化學儲能並不能發揮其靈活啓停在實時市場中套利的能力，較依賴運營者對電力供需的提前預判。該行發現2023年山東日前市場峯谷電價出現時段在不同季節呈現不同特徵，若儲能運營商採取全年固定時段交易策略（全年均在谷電出現概率最高的13點充電、峯電出現概率最高的18點放電），年均每日峯谷套利空間爲310元/兆瓦時；若運營商交易策略細化至每月固定時段交易（每月在當月谷電、峯電出現概率最高的小時充放電），年均的每日峯谷套利空間可以提升16元至326元/兆瓦時；若運營商進一步通過專業工具優化預測準確度，最樂觀情形下實現每日均在當日實際峯谷時段充放電，則年均的每日峯谷套利空間最高可以再提升106元至433元/兆瓦時，顯示交易軟件對運營商在電力市場中提升收益率的幫助。
問題四：用戶加入市場會與發電企業有何不同？
該行從山東市場可以看到，2023年對於直購電的市場化工商業用戶而言，電價月度傳導發電側電價變化；而以電網代理方式參與市場的工商業用戶，其代理購電成本該行測算較電力中長期交易電價高5%、較電力現貨市場日前發電側出清價格高8%，故直購電對於工商業用戶來說或更具備吸引力。此外，工商業代購電最大峯谷價差達870-930元/兆瓦時，利好工商業儲能。
風險提示：新型電力系統建設不及預期；創新業務推進不及預期；盈利預測假設與實際偏差的風險。