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绿电行业2024年年度策略：新能源入市专题

报告核心观点

新能源市场化交易比例持续扩张，电价机制变化带来短期压力，长期发展趋势积极。

主要内容总结

一、新能源上网电价定价方式

1. 历史演变：经历“补贴→平价→市场”三阶段，风电2018年起转向竞争配置，光伏2021年全面平价上网。
2. 当前交易模式：
   • 新能源占比低地区：保量保价，执行批复电价
   • 占比高地区：“保障性消纳+市场化交易”结合
   • 截至2022年底，国网经营区内新能源市场化交易电量占全部发电量34.68%

二、全国新能源市场化交易政策分类

• 一梯队：青海、甘肃等新能源占比高、消纳压力大的地区，要求除特殊项目外全部入市
• 二梯队：甘肃、吉林等装机增速高地区，明确除优发电量外全部入市
• 三梯队：输出比例≤10%的地区（如“入市比例极低地区”）
• 四梯队：新能源占比低、消纳能力强地区，以绿电交易为主

三、元/综合情况

• 风电：19年改为指导价，21年起平价上网
• 光伏：19年改为指导价，20年下调后21年全面平价

四、市场分时电价对交易价格的影响

1. 政策演进：2021年要求工商业用户全部执行分时电价
2. 电价机制：
   • 峰谷差价普遍在50%-80%区间
   • 多省份设置更长的谷段电价时段（如河北、山东）
3. 对光伏电价压力：甘肃、宁夏等地将交易价上限定为煤电基准价，加剧电价下行压力

五、新能源市场化交易展望

1. 政策因素：
   • 各省市场化比例加速推进
   • 《加快电力现货市场建设通知》明确建设目标进度
2. 电价趋势：
   • 短期内电价压力仍将持续
   • 上市公司需谨慎评估电价风险，关注政策边界和规则优化方向

总结展望

新能源市场化比例加速扩容，短期电价压力持续，建议关注：

• 各省现货市场建设进度
• 分时电价政策演化
• 绿电交易溢价空间

风险提示

1. 宏观经济下行风险
2. 电力价格波动风险
3. 新能源装机增速不及预期
4. 电站造价提升风险
5. 政策调整风险