新能源互联网电价经历了从补贴到平价再到市场的过程

新能源互联网电价经历了从补贴到平价再到市场的过程。目前，新能源比例较低的地区主要是“保量保价”收购，并实施批准电价 ，新能源比例较高的地区以“保障性消费+市场化交易”相结合的方式消耗新能源。目前，全国新能源市场化交易模式一般可分为四个梯队，其核心影响因素是省内电力安装结构和现货市场建设进度。展望后续， 国内大部分省份新能源发电仍有较大的进入空间。截至目前，许多省份已明确提出在电力交易计划中进行中长期分时段交易。从峰谷时段划分来看，蒙西、甘肃、新疆、宁 夏季、山东、河北等省份日间谷段电价较长，光伏发电市场化交易电价表现可能相对较弱。

1.新能源互联网电价定价方法1.1 新能源互联网电价定价方式：从补贴到平价再到市场风电：风电互联网电价的标杆化始于2009年7月，然后经历了三次电价下调。直到18年，新批准的集中风电项目都应通过竞争进行 配置和确定互联网电价的方式，并于2019年5月明确将基准互联网电价改为指导价。到21年后，新批准的陆丰项目开始实施平价互联网。光伏发电:光伏发电上网电价标杆化始于2011年7月，然后经历了6次电价下调。直到2019年7月，集中式光伏电站开始改为上网指导价， 20年又下调了一次，然后到21年新备案的集中式光伏电站和工商分布式光伏项目开始平价上网。1.2 市场化比例加快扩大，具体结构主要是中长期交易。目前，新能源发电消费方式包括三类：经济适用收购、常规电能市场交易和绿色电力市场交易。2021年4月，两部委发布 《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》 预计10%的当期电力将通过市场化交易竞争上网， 市场化交易部分可以尽快研究建立绿色电力交易市场，促进绿色电力交易，而不包括在整个生命周期中，以确保收购小时数。标志着正式开始 推动新能源电力从国家层面进入市场。据《中国能源日报》报道，截至2022年5月，已有20多个省(区、市)参与电力市场化交易，明确新能源参与电力市场化 交易。据北京电力交易中心统计，截至2022年底，国家电网运营区新能源市场化交易电量已达到总发电量的34.68%。2.电力格局不同，交易机制百花齐放2.1 目前，新能源市场化交易政策大致可以分为四类。我们整理了全国各地23年的电力交易计划，现有的新能源市场化交易政策大致可以分为四类：[全功率可以输入和输入]、 【行政规定部分电量进入市场(保护措施)】、【直接开展绿电交易】、【全电保障性收购/入市比例极低】。2.2 根据2017年8月和2021年4月两部委发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，关注现货市场进度和新能源装机增长、关于进一步做好电力现货工作 《市场建设试点工作通知》前后设立了两批电力现货市场建设试点项目。各省根据本批次合理把握电力现货市场建设节奏。比较各地区新能源市场化交易的步伐和电力现货市场建设的进展：①新能源“报价”参与蒙西、甘肃、山西、山东 现货市场；②11月21日，广东发布了24年电力交易计划，提出调管新能源电站进入现货市场；③宁夏将从中长期交易 过去按峰、平、谷三个时期的电能交易，转型为每天细分至24小时的电力交易，以反映价格信号，而不是现货市场。可见，电力现货市场是推动新能源市场化交易的重要基础设施。3.分时电价机制对新能源市场化交易价格的影响3.1 分时电价：适应新电力系统的需求侧响应机制，主要覆盖工商用户的电力分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是指导电力用户减少高峰和填充谷物，确保电力系统安全稳定经济运行的重要机制安排。分时电价机制可进一步分为峰谷电价机制和季节性电价机制。峰谷电价机制是将一天分为高峰、平段和低谷，季节性电价 机制是根据夏季和非夏季的不同安排，进一步划分峰平谷时段，对每个时段制定不同的电价水平，使分时段的电价水平更加接近 近电力系统的供电成本可以充分发挥电价信号的作用，引导电力用户在高峰时段尽量少用电，在低谷时段多用电，从而保证电力系统 运行安全稳定，提高系统整体利用效率，降低社会整体用电成本。2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》 用户范围等方面对国内分时电价机制提出了明确要求。截至目前，全国各省已基本建立分时电价机制，并在原有机制的基础上不断完善：从适用范围来看：实施分时电价的用户一般为大型工业用户和一般工商用户，部分激进省份的用户范围可能会扩大。而从用 在电力结构方面，2023年1月至10月，中国全社会用电76059亿千瓦时，其中第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民用电 量分别为1076、49912、13800、11271亿千瓦时，分别占1.4%、65.6%、18.1%、14.8%，第二、三产业总用电量占83.8%。从电价浮动的角度来看：在浮动环节方面，根据《国家发改委关于第三监管周期省电网输配电价及相关事项的通知》 家用电价由五部分组成:互联网电价、互联网环节线损成本、输配电价、系统运行成本、政府基金及附加资金。各省的具体规定 一般以上网电价浮动为核心，不同省份其他环节是否参与浮动存在差异。浮动比例方面，各省峰谷电价浮动比例主要在 在50%-80%之间，峰值和深谷电价的浮动比例将在峰值/谷电价的基础上进一步扩大。3.2 用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——我们整理了各省中长期交易中分时交易的发展情况。可以看出，目前很多省份在电力交易计划中明确提出开展中长期分时交易，即发电企业按照本省划分的峰谷时段进行“报价”，签订分时交易合同。形成峰、平、谷交易电价；部分省份只要求部分电力进行分期交易或只在现货模式下进行中长期分期交易；广西、北京、天津、海南等其他省市 相对较慢，发电侧电价在电力交易方案中没有划分峰谷时段。3.3 分时交易或直接影响新能源市场化交易的电价水平3.4 展望新能源市场化交易的电价压力或短期内光伏发电市场化交易的电价是否会继续恶化？——一方面，分时电价政策的趋势或重要因素：由于新能源输出具有显著的不稳定性，随着新能源发电比例的不断提高和市场进入速度的加快，如果只在用户侧执行分数 电价可能会加剧发电两侧电费的不平衡。因此，我们认为上网侧分时电价的覆盖范围可能会进一步扩大。另一方面，我们对甘肃、河北、宁夏、蒙西、山东五省的分时电价政策进行了调整，并对比了前后峰谷时段的变化，可以看出， 随着全省光伏发电装机规模的不断扩大，其日低电价时段呈现明显的增长趋势。从政策规则的角度来看：根据公布的2024年中长期电力交易计划或通知，部分省份明确将新能源中长期交易价格限制为当地燃煤基准价格。以甘肃、宁夏为例，甘肃提出新能源企业峰谷平交易基准价格乘以峰谷分时系数(峰谷系数) =1.5、平段系数=1、谷段系数=0.5)，各段交易价格不超过基准交易价格；宁夏建议用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%。谷段交易申报价格不得超过平段价格的70%。该规则可能会进一步抑制新能源市场化交易电价。4. 总结前景：新能源市场化比例加快扩张，短期内电价压力可能继续扩大新能源市场化交易比例的步伐。从对各省实际情况的分析来看，省电力安装结构和现货市场建设进度可能是关键因素。展望后续:一方面参考 [青海] 在新能源比例高、消费压力大的情况下，新能源进入市场的比例接近100%，国内大部分省份新能源发电仍有较大的进入空间；另一方面，《关于进一步加快电力现货市场建设的通知》 进一步明确电力现货市场建设的目标进展，或将进一步加快新能源进入市场的步伐。目前，许多省份明确提出了分时电价对新能源市场化交易价格的影响。该机制已成为影响新能源市场化交易电价水平的重要因素。从峰谷时段划分来看，蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省日间谷段电价较长。在此情况下 ，一些省份的光伏发电市场化交易电价表现可能相对较弱。展望未来，短期内新能源市场化交易的电价压力可能会持续。从峰谷时段来看，许多省份的低谷电价时段均表 有明显的增长趋势；根据政策规则，根据已公布的2024年中长期电力交易计划或通知，部分省份将明确表示 中长期新能源交易价格限制为当地燃煤基准价格，可能进一步抑制新能源市场化交易价格。风险提示:宏观经济下行风险、电价波动风险、新能源装机增速低于预期风险、电站成本增加风险、产业政策调整风险等。