20231225-天风证券-绿电行业2024年年度策略_新能源入市专题_42页_3mb

新能源上网电价与市场化交易分析总结

上网电价定价方式

新能源上网电价经历从补贴到平价再到市场化的演变。风电和光伏发电电价通过多次下调，逐步转向市场化。当前消纳方式包括保障性收购、常规电能量市场化交易和绿色电力市场化交易，市场化交易比例在2022年底达到34.68%。

市场化交易比例加速扩容

多数省份新能源发电仍有较大入市空间。政策推动如《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》将促进入市节奏加快。中长期交易为主，分时段交易日益普及。

交易机制地区差异

• 一梯队：新能源占比高、消纳压力大（如青海、甘肃），全电量入市。
• 二梯队：新能源占比较高或装机增速高，部分电量入市。
• 三梯队：新能源占比中等，政策保守，入市比例低。
• 四梯队：新能源占比低、消纳能力强，绿电交易为主或入市比例极低。
  地区差异源于装机结构、消纳能力和政策目标。

分时电价机制影响

分时电价（如峰谷时段划分）加剧新能源交易电价压力。光伏发电出力特点与低谷电价时段冲突，价格表现较弱。未来政策可能限制交易价格上限至燃煤基准价，短期电价压力持续。

总结展望

新能源市场化比例加速，但电价面临下行压力。风险包括宏观经济下行、电力价格波动、装机增速不及预期、电站成本上升及政策调整。

风险提示

• 宏观经济下行导致用电量增长放缓，可能引起弃风弃光。
• 市场化交易电价波动，影响稳定性。
• 新能源装机增长可能受制于消纳问题。
• 电站造价上升和政策调整风险。