新能源上網(wǎng)電價方式經(jīng)歷從補貼到平價再到市場的過程，目前新能源占比低的地區(qū)以“保量保價”收購為主，執(zhí)行批復(fù)電價 ，新能源占比較高的地區(qū)以“保障性消納+市場化交易”結(jié)合方式消納新能源。目前全國新能源市場化交易模式大體可分為四個梯隊，其核心影響因素為省內(nèi)電力裝機結(jié)構(gòu)與現(xiàn)貨市場建設(shè)進(jìn)度。展望后續(xù)， 國內(nèi)多數(shù)省份新能源發(fā)電仍存在較大的入市空間。截至目前，已有多個省份在電力交易方案中明確提出開展中長期分時段交易，從峰谷時段劃分來看，蒙西、甘肅、新疆、寧 夏、山東、河北等省份均在日間出現(xiàn)較長的谷段電價，光伏發(fā)電市場化交易電價表現(xiàn)或相對較弱。
1.新能源上網(wǎng)電價定價方式
1.1 新能源上網(wǎng)電價定價方式：由補貼到平價再到市場
風(fēng)電：風(fēng)電上網(wǎng)電價的標(biāo)桿化始于09年7月，之后經(jīng)歷3次電價下調(diào)。直至18年規(guī)定新增核準(zhǔn)的集中式風(fēng)電項目應(yīng)全部通過競爭 方式配置和確定上網(wǎng)電價，并于19年5月明確將標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，之后至21年，新核準(zhǔn)陸風(fēng)項目開始實行平價上網(wǎng)。
光伏發(fā)電：光伏發(fā)電上網(wǎng)電價標(biāo)桿化始于11年7月，之后經(jīng)歷6次電價下調(diào)，直至19年7月，集中式光伏電站開始改為指導(dǎo)價上網(wǎng)， 又在20年進(jìn)行了一次下調(diào)，之后至21年新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目開始實行平價上網(wǎng)。
1.2 市場化比例加速擴容，具體結(jié)構(gòu)以中長期交易為主
目前新能源發(fā)電消納方式包括三類：保障性收購、常規(guī)電能量市場化交易、綠色電力市場化交易。2021年4月，兩部委發(fā)布 《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，提出引導(dǎo)新能源項目 10%的預(yù)計當(dāng)期電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)， 市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數(shù)，盡快研究建立綠色電力交易市場，推動綠色電力交易。標(biāo)志著開始正式 從國家層面推動新能源電量入市。
根據(jù)中國能源報，截至2022年5月，已有超20余省(區(qū)、市)的新能源參與到電力市場化交易中，明確新能源參與電力市場化 交易。據(jù)北京電力交易中心統(tǒng)計，截止2022年底，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)新能源市場化交易電量已達(dá)到其全部發(fā)電量的34.68%。
2.電力格局各有不同，交易機制百花齊放
2.1 目前新能源市場化交易政策可大致分為4類
我們對全國各地區(qū)23年電力交易方案進(jìn)行梳理，可將目前已有的新能源市場化交易政策大體分為4類：【全電量能入盡入】、 【行政規(guī)定部分電量入市(保護措施)】、【直接開展綠電交易】、【全電量保障性收購/入市比例極低】。
2.2 各地區(qū)入市節(jié)奏展望：關(guān)注現(xiàn)貨市場進(jìn)度和新能源裝機增長
根據(jù)兩部委分別在2017年8月及2021年4月發(fā)布的《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》、《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨 市場建設(shè)試點工作的通知》，前后設(shè)定了兩批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點，各省份以該批次為依據(jù)，合理把握電力現(xiàn)貨市場建設(shè)節(jié)奏。
對比各地區(qū)新能源市場化交易推進(jìn)節(jié)奏和電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進(jìn)度：①蒙西、甘肅、山西、山東均允許新能源“報量報價”參與 現(xiàn)貨市場;②廣東11月21日發(fā)布24年電力交易方案，提出中調(diào)調(diào)管新能源電站全部進(jìn)入現(xiàn)貨市場交易;③寧夏將中長期交易從 過去的按峰、平、谷三類時段電能量交易，向按日細(xì)分至24小時時段的電力交易轉(zhuǎn)型，從而代替現(xiàn)貨市場反映價格信號。可以看出，電力現(xiàn)貨市場是推進(jìn)新能源市場化交易的重要基礎(chǔ)設(shè)施。
3.分時電價機制對新能源市場化交易價格的影響
3.1 分時電價：適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的需求側(cè)響應(yīng)機制，主要覆蓋工商業(yè)用戶電量
分時電價機制是基于電能時間價值設(shè)計的，是引導(dǎo)電力用戶削峰填谷、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行的一項重要機制安排。
分時電價機制又可進(jìn)一步分為峰谷電價機制、季節(jié)性電價機制等。峰谷電價機制是將一天劃分為高峰、平段、低谷，季節(jié)性電價 機制是將峰平谷時段劃分進(jìn)一步按夏季、非夏季等作差別化安排，對各時段分別制定不同的電價水平，使分時段電價水平更加接 近電力系統(tǒng)的供電成本，以充分發(fā)揮電價信號作用，引導(dǎo)電力用戶盡量在高峰時段少用電、低谷時段多用電，從而保障電力系統(tǒng) 安全穩(wěn)定運行，提升系統(tǒng)整體利用效率、降低社會總體用電成本。
2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》，從峰谷時段劃分、峰谷電價價差、尖峰電價機制、執(zhí)行 用戶范圍等多個方面對國內(nèi)分時電價機制提出了明確要求。
截至目前，全國各省份已基本建立起分時電價機制，并在原有機制基礎(chǔ)上不斷完善：
從適用范圍來看：執(zhí)行分時電價的用戶普遍為大工業(yè)用戶及一般工商業(yè)用戶，部分較激進(jìn)省份用戶范圍可能有所擴大。而從用 電量結(jié)構(gòu)來看，2023年1-10月國內(nèi)全社會用電量為76059億千瓦時，其中，第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用電 量分別為1076、49912、13800、11271億千瓦時，占比分別為1.4%、65.6%、18.1%、14.8%，第二、三產(chǎn)業(yè)用電量合計占比達(dá)到83.8%。
從電價浮動來看：浮動環(huán)節(jié)方面，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》，工商業(yè)用 戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加五部分組成。各省份的具體規(guī)則中 一般以上網(wǎng)電價的浮動為核心，其余各環(huán)節(jié)是否參與浮動不同省份有所差異。浮動比例方面，各省份峰谷電價浮動比例大多在 50%-80%之間，而尖峰及深谷電價浮動比例將在峰/谷電價基礎(chǔ)上進(jìn)一步拉大。
3.2 用戶側(cè)分時電價與發(fā)電側(cè)交易電價銜接——分時段交易
我們整理各省份中長期交易中分時段交易的開展情況，可以看到，目前已有多個省份在電力交易方案中明確提出開展中長期分時段交易，即發(fā)用電企業(yè)按本省所劃分的峰谷時段進(jìn)行“報量報價”，簽訂分時段交易合同，形成峰、平、谷段交易電價;部分省份僅要求部分電量開展分時段交易或僅在現(xiàn)貨模式下開展中長期分時段交易;其余少數(shù)省市如廣西、北京、天津、海南等節(jié)奏相 對較慢，在電力交易方案中未對發(fā)電側(cè)電價進(jìn)行峰谷時段劃分。
3.3 分時段交易或直接影響新能源市場化交易電價水平
3.4 展望后續(xù)——短期內(nèi)新能源市場化交易的電價壓力或?qū)⒊掷m(xù)
光伏發(fā)電市場化交易電價是否會持續(xù)惡化?——分時電價政策趨勢或為重要因素
一方面：由于新能源出力具有顯著的不穩(wěn)定性，伴隨新能源發(fā)電量占比的不斷提高和入市節(jié)奏的加快，如果僅在用戶側(cè)執(zhí)行分 時電價，可能加劇發(fā)用電兩側(cè)電費的不平衡。因此我們認(rèn)為上網(wǎng)側(cè)分時電價的覆蓋范圍或?qū)⑦M(jìn)一步擴大。
另一方面：我們整理甘肅、河北、寧夏、蒙西、山東五個省份分時電價政策調(diào)整情況，并對比前后的峰谷時段變化，可以看出， 伴隨其省內(nèi)光伏發(fā)電裝機規(guī)模的持續(xù)擴張，其日間的低谷電價時段均表現(xiàn)出明顯的增加趨勢。
從政策規(guī)則來看：根據(jù)目前已公布的2024年中長期電力交易方案或通知，部分省份明確將新能源中長期交易價格上限定為當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價。以甘肅、寧夏為例，甘肅提出新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準(zhǔn)價格為燃煤基準(zhǔn)價格乘以峰谷分時系數(shù)(峰段系數(shù) =1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5)，各段交易價格不超過交易基準(zhǔn)價;寧夏提出用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準(zhǔn)電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。該規(guī)則或?qū)π履茉词袌龌灰纂妰r形成進(jìn)一步壓制。
4. 總結(jié)展望：新能源市場化比例加速擴容，短期內(nèi)電價壓力或?qū)⒊掷m(xù)
新能源入市節(jié)奏
新能源市場化交易比例持續(xù)擴容，從對各省份實際情況的拆解分析來看，省內(nèi)電力裝機結(jié)構(gòu)與現(xiàn)貨市場建設(shè)進(jìn)度或為關(guān)鍵因素。
展望后續(xù)：一方面，參考 [青海] 在極高的新能源占比與較大的消納壓力下，新能源入市比例已接近100%的現(xiàn)狀，國內(nèi)多數(shù)省份新能源發(fā)電仍存在較大的入市空間;另一方面，《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》 中進(jìn)一步明確了電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的目標(biāo)進(jìn)度，或?qū)有履茉慈胧泄?jié)奏進(jìn)一步加快。
分時電價對新能源市場化交易價格的影響
目前已有多個省份明確提出開展中長期分時段交易，該機制已成為影響新能源市場化交易電價水平的重要因素。從峰谷時段劃分來看，蒙西、甘肅、新疆、寧夏、山東、河北等省份均在日間出現(xiàn)較長的谷段電價。在此情況下 ，一些省份的光伏發(fā)電市場化交易電價表現(xiàn)或相對較弱。
展望后續(xù)，短期內(nèi)新能源市場化交易的電價壓力或?qū)⒊掷m(xù)。從峰谷時段來看，多個省份日間的低谷電價時段均表 現(xiàn)出明顯的增加趨勢;從政策規(guī)則來看，根據(jù)目前已公布的2024年中長期電力交易方案或通知，部分省份明確將 新能源中長期交易價格上限定為當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價，該規(guī)則或?qū)π履茉词袌龌灰纂妰r形成進(jìn)一步壓制。
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