新能源市场化交易受分时电价机制影响如何？

专题： 伴随新能源装机规模扩张和新型电力系统建设的持续推进，新能源市场化交易进程也不断提速，市场对新能源入市后电价走势的关注度持续提高，本篇报告我们将从分时电价机制的角度对新能源市场化交易电价表现情况进行具体分析。 分时电价范围覆盖工商业用户，峰谷价差拉大 分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。截至目前，全国各省份已基本建立起分时电价机制，从适用范围看，执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户，2023年全国第二、三产业用电量合计占比达到83.8%；从电价浮动来看，各省份峰谷电价浮动比例大多在50%-80%之间，而尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大。 用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易 12月7日，两部委发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，提出优化交易时段划分方式，做好与当地分时电价的衔接，扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同。截至目前，已有多个省份在电力交易方案中明确提出开展中长期分时段交易，即发用电企业按本省所划分的峰谷时段进行“报量报价”，签订分时段交易合同，形成峰、平、谷段交易电价。 从具体比例来看，在电力交易方案中明确表示实行发电侧分时段报价的省份约17个，尚处于过渡阶段的省份约7个，上述省份合计用电量占全国总用电量比例达到约83.95%，前者用电量占比达到约51.00%。从区位分布来看，三北地区基本均已开展分时段交易，执行上网侧分时电价，山东、安徽、湖南、重庆、贵州、云南、江西等部分中部及沿海地区节奏也相对较快，因此，我们认为分时段交易机制已成为影响新能源市场化交易电价水平的重要因素。 分时段交易或直接影响新能源市场化交易电价水平 从各省份的峰谷时段划分来看，目前不同省份日间的峰、平、谷时段具有明显差异，其中，蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省份均出现较长的谷段电价，而对比风光出力曲线，光伏仅日间可以进行出力发电，且大发时段多集中于午间，而夜间时段出力基本为零。在此情况下，一些省份的光伏发电市场化交易电价表现或相对较弱。 展望后续，短期内新能源市场化交易的电价压力或将持续。从峰谷时段来看，多个省份日间的低谷电价时段均表现出明显的增加趋势；从分时段交易推进情况来看，由于新能源出力具有显著的不稳定性，伴随新能源发电量占比的不断提高和入市节奏的加快，如果仅在用户侧执行分时电价，可能加剧发用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或将进一步扩大；从政策规则来看，根据目前已公布的2024年中长期电力交易方案或通知，部分省份明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价，该规则或对新能源市场化交易电价形成进一步压制。 风险提示：宏观经济下行风险、电力价格波动风险、新能源装机增速不及预期风险、电站造价提高风险、产业政策调整风险 1.分时电价：适应新型电力系统的需求侧响应机制 分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是将一天划分为高峰、平段、低谷，季节性电价机制是将峰平谷时段划分进一步按夏季、非夏季等作差别化安排，对各时段分别制定不同的电价水平，使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本，以充分发挥电价信号作用，引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。 图1：不同用电时段供电成本存在明显差异 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》，从峰谷时段划分、峰谷电价价差、尖峰电价机制、执行用户范围等多个方面对国内分时电价机制提出了明确要求： 科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。 合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。 建立尖峰电价机制。各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。 建立季节性电价机制：日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。 明确分时电价机制执行范围。各地要加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价（执行分时电价用户的平均用电价格），由用户自行选择执行。 图2：《关于进一步完善分时电价机制的通知》政策内容 2.分时电价适用范围覆盖工商业用户，峰谷价差拉大 截至目前，全国各省份已基本建立起分时电价机制，并在原有机制基础上不断完善： 从适用范围来看：执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户，部分较激进省份用户范围可能有所扩大。而从用电量结构来看，2023年1-10月国内全社会用电量为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，占比分别为1.4%、65.6%、18.1%、14.8%，第二、三产业用电量合计占比达到83.8%。 表1：各省份分时电价机制适用范围 图3：2023年1-10月各产业用电量（亿千瓦时） 图4：2023年1-10月各产业用电量占比 从电价浮动来看：浮动环节方面，根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加五部分组成。各省份的具体规则中一般以上网电价的浮动为核心，其余各环节是否参与浮动不同省份有所差异。浮动比例方面，各省份峰谷电价浮动比例大多在50%-80%之间，而尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大。 表2：分时电价机制下各省份用户用电价格各环节浮动情况 3.用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易 分时电价由用户侧向发电侧延伸，分时段交易加速推进。国家发改委在2021年7月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中提出电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格。之后两部委在《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》中即明确表示要强化分时段签约，合理拉大峰谷价差。一方面，各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构，根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划，考虑2023年本地区电力供需形势，进一步优化时段划分方式，进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度；另一方面，各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。 12月7日，两部委发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，提出完善交易组织方式，电力中长期市场原则上应实现按工作日连续开市；优化交易时段划分方式，可按需增加划分尖峰、深谷时段，并做好与当地分时电价的衔接。探索时段划分方式的动态调整机制；扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同。 图5：用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易 我们整理各省份中长期交易中分时段交易的开展情况，可以看到，目前已有多个省份在电力交易方案中明确提出开展中长期分时段交易，即发用电企业按本省所划分的峰谷时段进行“报量报价”，签订分时段交易合同，形成峰、平、谷段交易电价；部分省份仅要求部分电量开展分时段交易或仅在现货模式下开展中长期分时段交易；其余少数省市如广西、北京、天津、海南等节奏相对较慢，在电力交易方案中未对发电侧电价进行峰谷时段划分。 从具体比例来看，在23年电力交易方案中明确表示实行发电侧分时段报价的省份约17个，尚处于过渡阶段的省份约7个，上述省份合计用电量占全国总用电量比例达到约83.95%，前者用电量占比达到约51.00%。 表3：各省份分时段交易开展情况（政策表述） 从区位分布来看，三北地区基本均已开展分时段交易，执行上网侧分时电价，山东、安徽、湖南、重庆、贵州、云南、江西等部分中部及沿海地区节奏也相对较快，仅广西、北京、海南等少数省份尚未推行发电侧分时电价。因此从地区来看，我们认为分时段交易机制已成为影响新能源市场化交易电价水平的重要因素。 图6：各省份中长期分时段交易开展情况（区位分布） 4.分时段交易或直接影响新能源市场化交易电价水平 从峰谷时段划分来看，各省份规律性与差异化并存。我们将全天时间划分为23:00-7:00、7:00-15:00、15:00-23:00三段进行对比，可以看出：①23:00-7:00大多为谷段及平段电价，仅少数省份在两端出现峰段电价；②7:00-15:00峰、平、谷段均有，各省份情况分化，蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省份出现较长的谷段（深谷）电价；③15:00-23:00主要为峰段及尖峰电价，包含部分平段电价，仅少数省份出现谷段电价。 图7：各省份峰谷时段划分情况 对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小，而部分地区峰谷时段或对光伏市场化交易电价产生显著影响。根据文献《考虑风光出力波动性的实时互补性评价方法》（刘永前等）研究，我们选取了多个典型日内风光出力曲线情况，可以看到，风电出力曲线随机性相对较强，同时没有明显的大发或零出力时段；对比之下，光伏发电出力曲线特征更为突出，仅日间可以进行出力发电，且大发时段多集中于午间，而夜间时段出力基本为零。在此情况下，一些省份的光伏发电市场化交易电价表现或相对较弱，以山西为例，其2023H1风电与光伏发电省内交易电价分别为375.41、307.14元/MWh，相比于燃煤基准价分别变动+13.08%、-7.49%，因此，我们认为上述出现较长谷段（深谷）电价的省份新能源市场化交易电价或面临一定压力。 图8：6种典型日内风光出力情况 图9：2023H1山西省各发电类型市场化交易分月合同情况（亿千瓦时、元/兆瓦时） 展望后续，短期内新能源市场化交易的电价压力或将持续。 从峰谷时段来看：我们整理甘肃、河北、宁夏、蒙西、山东五个省份分时电价政策调整情况，并对比前后的峰谷时段变化，可以看出，伴随其省内光伏发电装机规模的持续扩张，其日间的低谷电价时段均表现出明显的增加趋势。 图10：五省份日间谷段电价时间表现出延长趋势 从分时段交易推进情况来看：由于新能源出力具有显著的不稳定性，伴随新能源发电量占比的