甘肃、山东分时电价政策点评：如何看待市场化交易下的光伏项目投资收益率

事项： 10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，明确新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格0.31元/kWh×峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价，即谷段交易价格不超过0.15元/kWh，平段交易价格不超过0.31元/kWh，峰段交易价格不超过0.46元/kWh。 国信电新观点：1）近日甘肃省、山东省分别出台分时电价政策，鼓励新能源配建储能高比例参与电力市场交易，电力市场化改革显著加速；2）光储EPC价格2023年以来显著下降，基于我们对项目造价与电价的假设，2024年大部分新增并网光伏项目全投资IRR水平介于6%-12%之间；3）风险提示：交易电价进一步下降的风险，电网消纳能力不足的风险。 评论： 甘肃、山东出台分时电价政策，电力市场化改革加速 近日甘肃省、山东省分别出台分时电价政策，鼓励新能源配建储能高比例参与电力市场交易，电力市场化改革显著加速。 甘肃：10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，明确新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格0.31元/kWh×峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。 表1：甘肃省新能源发电交易价格机制 山东：11月13日，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知，文件明确： 逐步提高存量新能源上网电量参与电力市场交易比例，以“2030年新能源全面参与电力市场交易”为目标，推动存量新能源联合配建储能高比例参与电力市场交易； 探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，支持分布式储能聚合为“云储能”响应调度需求，参与市场交易，推动分布式储能健康发展。 光储EPC价格2023年以来显著下降 2023年初以来，硅料新增产能释放带动光伏产业链价格下行，光伏组件价格由年初的1.80元/W下跌0.77元/W至当前的1.03元/W。据不完全统计，10月光伏EPC均价约为2.5元/W，7-10月储能系统EPC均价已降至1.5元/Wh。考虑组件及储能系统原材料硅料及碳酸锂的价格持续走跌，光伏及储能EPC价格仍有下降空间。 图1：P型光伏组件价格（元/W） 图2：7-10月集中式光伏及储能EPC价格（元/W、元/Wh） 我们以全国不同省份的4个光伏项目为例，基于分时电价政策分析光伏项目经济性。 1.假设北方某光伏项目A配储比例为5%×2h，并高比例参与市场化交易，平均含税上网电价为0.15元/kWh，年均利用小时数为1,600小时，单位造价为2.15元/W，测算可得项目全投资IRR约为6.30%。 表2：北方地区某光伏项目A收益率测算核心假设 2.假设北方某光伏项目B配储比例为15%×4h，并高比例参与市场化交易，平均含税上网电价为0.25元/kWh，年均利用小时数为1,800小时，单位造价为3.1元/W，测算可得项目全投资IRR约为11.09%。 表3：北方地区某光伏项目B收益率测算核心假设 3.假设南方某光伏项目C配储比例为10%×2h，并高比例参与市场化交易，平均含税上网电价为0.25元/kWh，年均利用小时数为1,200小时，单位造价为2.8元/W，测算可得项目全投资IRR约为6.07%。 表4：南方地区某光伏项目C收益率测算核心假设 4.假设南方某光伏项目D配储比例为10%×2h，并高比例参与市场化交易，平均含税上网电价为0.35元/kWh，年均利用小时数为1,400小时，单位造价为3.3元/W，测算可得项目全投资IRR约为11.46%。 表5：南方地区某光伏项目D收益率测算核心假设 假设北方地区光伏项目平均利用小时数1,600小时，南方地区光伏项目平均利用小时数1,300小时，则光伏项目全投资IRR对年均利用小时数及单W造价的敏感性分析如下： 表6：北方地区光储项目全投资IRR对年均利用小时数及单W造价的敏感性分析(1600h） 表7：南方地区光储项目全投资IRR对年均利用小时数及单W造价的敏感性分析(1300h） 投资建议： 光储EPC价格2023年以来显著下降，基于我们对项目造价与电价的假设，2024年大部分新增并网光伏项目全投资IRR水平介于6%-12%之间。 风险提示： 交易电价进一步下降的风险，电网消纳能力不足的风险。