新能源市場交易大勢所趨靜待消納改善和電價擾動弱化

證券研究報告|2024年05月28日新能源市場交易大勢所趨，新能源市場交易大勢所趨，靜待消納改善和電價擾動弱化請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容?新能源發(fā)電上網(wǎng)電價、消納因素對項目收益率的影響路徑之一是市場化交易，因素影響新能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價，從日內(nèi)電力現(xiàn)貨價格走勢、峰谷時段設(shè)置來看，光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價受影響更大；4）新能源發(fā)電市場化交易過渡機制開始試點，《2024年廣西電力市場交易實施方案》提出，廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的集中式風電、?新能源發(fā)電參與市場交易大勢所趨，2022年1月國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確提出到2030年，新能源全面參與市場交易。當前，新能源市場化交易電量占比持續(xù)增加，2023年新能源市場化交易電量6845億KWh，占新能源發(fā)電量的比例為47.3%，同比增加8.9pct；在新能源市場化交易電量增加的過程中，為降低電價波動對新能源發(fā)展的影響，過渡機制有待出臺。中電聯(lián)發(fā)布《新能源參與電力市場相關(guān)問題研究報告》提出，建立適應(yīng)新能源特性的市場機制推動新能源逐步進入市?政府授權(quán)合約為電力市場差價合約的一種，以政府為對手方，與發(fā)電企業(yè)簽訂量、價合約，在一定程度上補償發(fā)電企業(yè)的發(fā)電成本，并抑制市場力和加強市場競爭，降低電價波動對發(fā)電企業(yè)的影響。廣西在2024年電力市場交易中開始試點政府授權(quán)合約，廣西工信廳、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于明確新能源發(fā)電企業(yè)政府授權(quán)合約價格有關(guān)事宜的通知》提出，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與電力市場化交易新能源發(fā)電企業(yè)市場電量政府授權(quán)合約價格為0.38元/KWh（廣西煤電基準價為0.4207元/KWh），電價降低對新能源項目收益率帶來一定影響，但同時降低了電價波動風險，有助于激勵新能源項目投資和?電價分化，盈利穩(wěn)健，未來盈利或有所波動。對新能源發(fā)電相關(guān)上市公司2023年年報進行梳理發(fā)現(xiàn)，2019-2023年期間，各公司風電上網(wǎng)電價較為穩(wěn)定，而光伏上網(wǎng)電價呈下降趨勢；雖然風電、光伏上網(wǎng)電價分化，但從盈利能力指標來看，新能源發(fā)電相關(guān)公司的盈利表現(xiàn)穩(wěn)健，未來由于各地新能源市場化交易政策變化，新能源項目上網(wǎng)電價存有一定不確定性，可能會使得新能源發(fā)電企業(yè)盈利情況有所益率有一定影響，新能源資產(chǎn)自然資源稟賦/消納水平較好的公司盈利更為穩(wěn)定；長期來看，大基地新能源項目外送通道建設(shè)推進、就地消納水平提升使得消納水平改善，市場化逐步落地后電價端擾動有限，新能源盈利有望趨于穩(wěn)定。建議關(guān)注火電轉(zhuǎn)型發(fā)展新能源的福能股份、國電電力、華能國際，新能源發(fā)電運營龍頭三峽能源、龍源電力、存量風光資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)且未來成長性較好的金開新能以及電力體?風險提示：電價下調(diào)，政策變化風險，綠電消納水平下降，新能源項目建設(shè)投運不及預(yù)期。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)多地電力市場交易方案有何特點？新能源市場化發(fā)展的過渡方式：政府授權(quán)合約機制新能源盈利整體表現(xiàn)平穩(wěn)，未來可能有所波動風險提示請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)?自2002年5號文發(fā)布以來，電力體制改革持續(xù)推進，在電力市場、電力市場主體多元化、電價市場化、電力交易市場化、輸配電價改革等方面取得積極進展。當前，隨著“雙碳”目標政策推進，新能源裝機容量和發(fā)電量占比持續(xù)提升，對電力系統(tǒng)平衡帶來挑戰(zhàn)，亟需采取市場化機制促進電力系統(tǒng)平衡，保障新能源消納和“雙碳?2023年7月11日，中央深改委第二次會議召開，審議通過了《關(guān)于深化電力體制改革加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的指導意見》等文件，會議強調(diào)要深化電力體制改革，加快構(gòu)建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)，保障國家能《意見》出臺意味著新一輪電改啟動，主要任務(wù)聚焦于構(gòu)建新型電力系統(tǒng)。?2024年5月23日，國家領(lǐng)導人在山東濟南召開企業(yè)和專家座談會，座談會上，國電投董事長、黨組書記劉明勝等9位企業(yè)和專家代表先后表1：電力體制改革主要政策文件梳理時間文件發(fā)布機構(gòu)主要內(nèi)容2002年2月《關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》（國發(fā)〔2002〕5號）國務(wù)院實施廠網(wǎng)分開，重組發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)；實行競價上網(wǎng)，建立電力市場運行規(guī)則和政府監(jiān)管體系，初步建立競爭、開放的區(qū)域電力市場，實行新的電價機制；制定發(fā)電排放的環(huán)保折價標準，形成激勵清潔電源發(fā)展的新機制；開展發(fā)電企業(yè)向大用戶直接供電的試點工作，改變電網(wǎng)企業(yè)獨家購買電力的格局；繼續(xù)推進農(nóng)村電力管理體制的改革。2015年3月《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）中共中央、國務(wù)院在進一步完善政企分開、廠網(wǎng)分開、主輔分開的基礎(chǔ)上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構(gòu)，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；推進交易機構(gòu)相對獨立，規(guī)范運行；繼續(xù)深化對區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)和適合我國國情的輸配體制研究。2023年7月《關(guān)于深化電力體制改革加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的指導意見》中央深改委加快構(gòu)建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)，更好推動能源生產(chǎn)和消費革命，保障國家能源安全?？茖W合理設(shè)計新型電力系統(tǒng)建設(shè)路徑，在新能源安全可靠替代的基礎(chǔ)上，有計劃分步驟逐步降低傳統(tǒng)能源比重。要健全適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的體制機制，推動加強電力技術(shù)創(chuàng)新、市場機制創(chuàng)新、商業(yè)模式創(chuàng)新。要推動有效市場同有為政府更好結(jié)合，不斷完善政策體系，做好電力基本公共服務(wù)供給。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)納體系建設(shè)為主線任務(wù)，以源網(wǎng)荷儲多向協(xié)總體形成期（2030-2045年）、鞏固完善期（2045-2060年量主體，同時煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型；電網(wǎng)省跨區(qū)通道規(guī)模進一步擴大，配電網(wǎng)有源化發(fā)展以及分布式智能電用能電氣化水平持續(xù)增長，靈活調(diào)節(jié)和響應(yīng)能力提升；儲能側(cè)多應(yīng)二次能源深度融合利用，煤電等傳統(tǒng)電源轉(zhuǎn)型為系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源，新一代先進核電技術(shù)實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用；電網(wǎng)側(cè)低頻輸電、超導直流輸電等新型技術(shù)實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)電網(wǎng)與主動平衡區(qū)域電力供需、支撐能源綜合利用的分布式智能電網(wǎng)等多存，打造出輸電—輸氣一體化的“超導能源管道”；用戶側(cè)構(gòu)建以電氫形態(tài)，與電力系統(tǒng)高度靈活互動；儲能側(cè)儲電、儲熱、儲氣、儲氫等覆圖1：新型電力系統(tǒng)建設(shè)“三步走”發(fā)展路徑圖2：新型電力系統(tǒng)圖景展望請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)多地電力市場交易方案有何特點？新能源市場化發(fā)展的過渡方式：政府授權(quán)合約機制新能源盈利整體表現(xiàn)平穩(wěn)，未來可能有所波動風險提示請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容?資源與需求空間逆向分布以及新能源出力與用電負荷變化時間錯配，電價、消納問題引起市場擔憂。由于我國風光新能源資源分布與電力需求存在空間錯配，以及風光新能源出力與用電負荷在時間上的錯配，導致隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)增加，西部一些地區(qū)的風光新能源大發(fā)時段存在電量供過于求的情況，風光新能源消納面臨挑戰(zhàn)，棄風棄光率開始上升，新能源參與市場化交易電量的電價呈下行趨勢，部分地區(qū)電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，對新能源項目收益率帶來一定影響。2024年以來，新能源發(fā)電利用率水平呈現(xiàn)下降趨勢，市場化交易電價亦有所下行，新能源電量不確定和電價不穩(wěn)定問題?新能源參與市場化交易電量占比提升，2023年新能源市場化交易電量6845億KWh，占新能源發(fā)電量的比例為47.3%，同比增加8.9pct；目前，新能源可參與電力中長期交易、電力現(xiàn)貨市場、綠電綠證交易、碳交易等，不同地區(qū)新能源參與市場化交易的市場類別、數(shù)量、定價機制存在差別，通過對2024年各地電力市場交易方案進行梳理，明確各地新能源參與的市場種類和定價機制，以及市場化交易對新能源項目收益率的影響機制。圖3：國內(nèi)新能源棄風棄光率變化情況圖4：陜西省新能源市場化交易電價變化（元/MWh）請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新能源以參與電力現(xiàn)貨市場交易的方式參與電力市場交易，如廣東能源局、國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布的《關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知》明確提出，自2024年1月起，省內(nèi)220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現(xiàn)貨市場交易、適時參與中長期市場交易（含綠電交易）；在交易申報、出清方面，報量報價、報量不報價的方式均存在；電力現(xiàn)貨價格受電力市場供需影響較大，光伏出力與用電負荷時間錯配，日地區(qū)政策文件具體內(nèi)容廣東《廣東能源局國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知》、《廣東新能源參與電力市場交易指引》?按照《廣東省新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》等有關(guān)要求，自2024年1月起，省內(nèi)220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現(xiàn)貨市場交易、適時參與中長期市場交易（含綠電交易參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準入條件按廣東可再生能源交易最新規(guī)則執(zhí)行。根據(jù)廣東省可再生能源交易最新規(guī)則，進入現(xiàn)貨市場的新能源可同時參與綠電交易。原則上已參與現(xiàn)貨市場的新能源發(fā)電企業(yè)不得退出。?新能源場站采用“報量報價”模式全電量參與現(xiàn)貨市場申報、出清，按“基數(shù)電量+現(xiàn)貨偏差電量”的方式開展結(jié)算。山東《山東電力市場規(guī)則（試行）》?新能源場站（含配建儲能）以場站為單位報量報價參與現(xiàn)貨市場。新能源場站（含配建儲能）以預(yù)測出力的“市場%報量報價參與現(xiàn)貨市場出清，其實際上網(wǎng)電量曲線的“非市場%按照政府批復價格結(jié)算。本規(guī)則中部分電量參與市場新能源場站“市場%暫取10%、“非市場%暫取90%；全電量參與市場新能源場站“市場%取100%、“非市場%取0。?現(xiàn)階段，暫未參與現(xiàn)貨市場的新能源發(fā)電主體，應(yīng)視為價格接受者參與電力現(xiàn)貨市場出清，可按原有價格機制進行結(jié)算，并與其他經(jīng)營主體共同按市場規(guī)則公平承擔相應(yīng)的不平衡費用。?新能源場站（含配建儲能）按自愿原則選擇參與中長期電能量市場。山西山西省能源局國家能源局山西監(jiān)管辦公室關(guān)于印發(fā)《電力市場規(guī)則體系（V14.0）》的通知?新能源企業(yè)應(yīng)在每年末向調(diào)度機構(gòu)一次性申報下一年度每個月選擇參與政府定價電量分配的意愿，申報截止后下一年度內(nèi)不得修改或調(diào)整。年內(nèi)入市的新能源企業(yè)應(yīng)在當月完成該年度剩余月份各月是否選擇參與政府定價電量分配的申報。?新能源場站按照“報量不報價”的方式參與現(xiàn)貨交易。每日8:00前，在現(xiàn)有功率預(yù)測系統(tǒng)中申報次日96點發(fā)電預(yù)測曲線、不申報價格。電力交易中心平臺具備條件后，新能源場站在向調(diào)度機構(gòu)申報功率預(yù)測曲線的基礎(chǔ)上，還需向交易平臺申報次日96點的交易曲線，將功率預(yù)測曲線申報與交易曲線申報解耦。?具備條件時，允許新能源場站按年度自主選擇以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，未選擇“報量報價”方式時，仍可按照“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場。選擇“報量報價”方式時，新能源場站需在0至裝機容量之間自行選擇3-10段進行量價曲線申報，并仍可按規(guī)則參與政府定價電量分配?，F(xiàn)貨市場出清計算時，在滿足安全約束條件的基礎(chǔ)上，按照價格優(yōu)先原則安排各主體發(fā)電空間，當火電和新能源報價相同時，優(yōu)先安排新能源出清；新能源出清出力不超過該時段申報的功率預(yù)測出力。新能源因報價原因引起的棄限電不納入統(tǒng)計。?市場化機組以省內(nèi)現(xiàn)貨市場節(jié)點電價作為省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場結(jié)算價格，以中長期交易合約電價作為中長期交易電能量市場結(jié)算價格。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新能源參與市場化交易且執(zhí)行峰谷電價機制?寧夏：為促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例提升至30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價（0.2595元/KWh），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%，光伏發(fā)電對應(yīng)峰段價格下限0.337元/KWh，谷段價格上限為0.182元/KWh，光伏出力較多時段均為谷時段（9）；?甘肅：新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平），交易價格不超過交易基準價（0.3078元/KWh），對應(yīng)峰段、平段、谷段價格分別為0.462/0.308/0.154元/KWh，光伏出力較多的時段9:00-地區(qū)政策文件具體內(nèi)容《寧夏回族自治區(qū)），?用戶與新能源交易：用戶（含售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電，下同）與新能源開展集中競價交易，采用統(tǒng)一邊際價格出清。根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳上年上網(wǎng)電量的40%（新并網(wǎng)場站參考同地區(qū)、同類型場站上網(wǎng)電量）參與年度交易。年中過基準電價，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%。新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮用戶不同交易價格上限，用戶與新能源峰段交易申報價格不超過基準電價的1.5倍。單筆交易中風電峰、平、谷三段申報電量均不低于總平、谷各時段的出清電價形成最終無約束交易結(jié)果，經(jīng)調(diào)度安全校核后形成有約束交易結(jié)果。雙邊協(xié)商交易：交易雙方通過自主協(xié)商確定交易意向，通過交721號）明確的工商業(yè)用戶峰谷時段執(zhí)行：其中峰請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新能源參與市場化交易且執(zhí)行峰谷電價機制，明確參與市場化交易電量/等效利用小時數(shù)之外的新能源參與市場化交易，參與市場交易的 地區(qū)政策文件具體內(nèi)容能源局南方監(jiān)管局《2024年廣西電力??廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的燃煤、燃氣、核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電（不含海上風電項目）、集中式光伏參與市場化交易；豐水期期間視情況放 納入國家可再生能源補貼項目清單范圍內(nèi)的風電、光伏發(fā)電發(fā)電企業(yè)采用“基準價+上下浮動”的市場化上網(wǎng)電價機制，按照峰段、平段、谷段三個時段分別形成分時段交易價格。燃煤發(fā)電企業(yè)平段交易價格上下限分浮20%，其他發(fā)電企業(yè)平段交易價格可在核定上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上上浮20%，價格下限最低為0；峰段交易價格上下限為各自平段交易價格上下限的1.15倍；谷段交易價段交易價格上下限的0.85倍。價格具體浮動幅度由市場交易形成。風電、光伏核定上網(wǎng)電價（含稅）為420.70元/MWh，峰段交易價格上下限為5限為504.84-0元/MWh，谷段交易價格上下限為429.1??冀北調(diào)管220千伏及以下火電廠（不含自備電廠）、入市的新能源發(fā)電企業(yè)和冀北區(qū)內(nèi)華北調(diào)管火電廠，以及京津唐電網(wǎng)其他電廠。已接入冀北電能源發(fā)電企業(yè)，可自愿向冀北電力交易中心提交入市申請，冀北電力交易中心將其納入市場交易范圍。冀北新能源市場化交易優(yōu)先保障冀北電力用戶綠電新能源交易上限：新能源企業(yè)年度分月、月度交易上限，暫按前三年（2020-2022年）分地市當月平均利用小時的50%確定（平價新能源項目按60%確定），配），時段交易光伏發(fā)電峰、谷電價在平電價的基礎(chǔ)上分別上浮不低于63%、下浮不低于20%形成(儲能電站充電、綠電制氫等能量轉(zhuǎn)換對應(yīng)交易電量下浮不低于65%)價在平電價的基礎(chǔ)上分別上浮不低于63%、下浮不低于65%形成。分時段交易劃分為峰、平、谷時段，其中峰時段為8：00-9:00、19:00-23:00（5個小時低谷時段為11:??年度雙邊直接交易售方為滿足交易準入條件的火電企業(yè)（含煤電、氣電購售雙方先申報平時段電價。峰時段報價下限為平時段價格×（1+P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+），?發(fā)電企業(yè)：符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組、風電（暫不含分散式風電）及局《關(guān)于做好2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交??發(fā)電電量53億千瓦時（折算利用小時數(shù)300小時）、特許權(quán)項目28億千瓦時（折算利用小時數(shù)2000小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目2000照競價價格執(zhí)行；除上述電量外風電項目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時（折算利用小時數(shù)250小時），瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內(nèi)電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目享受可再生能源補貼光伏分別組織開展。享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏僅組織單邊競價交易，由用戶側(cè)報量報價、發(fā)電側(cè)報量接受價格，得低于2023年享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏項目區(qū)內(nèi)平均成交價格，后期可根據(jù)交易組織情況適當調(diào)整。不享受可再生能源補貼風電、不貼光伏優(yōu)先開展雙邊協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新能源參與市場化交易，根據(jù)并網(wǎng)時間先后給予不同比例電量給予電價補償，按照清潔能源市場規(guī)則交易結(jié)算。云南省發(fā)改委、云南省能源局發(fā)布的《關(guān)于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》提出，2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價；2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的45%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價。新增合規(guī)新能源項目（2021年1月1日—2024年12月31日全容量并網(wǎng)的項目）全電量參與清潔能源市場，并按照清潔能源市場規(guī)則進行交易和結(jié)算。新能源直接參與市場交易，價格機制與水電相同。四川省經(jīng)信廳、發(fā)改委、能源局、國家能源局四川監(jiān)管辦公室發(fā)布的《四川省2024年省內(nèi)電力市場交易總體限價范圍與水電相同；水電年度交易參與分月交易電價，按以下方式確定交易價格上下限：豐水期交易電價下限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后下浮40%，上限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后的價格；平水期、枯水期交易電價上下限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后上下浮20%。年度交易采取全年綜合交易電價的，按以下方式確定交易價格上下限：交易價格上限=（豐水期交易電量占比x豐水期交易電價上限）+（平水期交易電量占比x平水期交易電價上限）+（枯水期交易電量占比x枯水期交易電價上限）；交易價格下限=（豐水期交易電量占比x豐水期交易水期交易電量占比x平水期交易電價下限）+（枯水期交易電量占比x枯水地區(qū)政策文件具體內(nèi)容云南云南省發(fā)改委云南省能源局《關(guān)于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》?上網(wǎng)電價機制一）2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網(wǎng)的項目，繼續(xù)執(zhí)行2023年上網(wǎng)電價機制。（二）2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價。（三）2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的45%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價。?電價疏導方式：新增合規(guī)新能源項目（2021年1月1日—2024年12月31日全容量并網(wǎng)的項目）全電量參與清潔能源市場，并按照清潔能源市場規(guī)則進行交易和結(jié)算，上網(wǎng)電價超過清潔能源市場均價的部分由全體工商業(yè)用戶按用電量等比例分攤。已發(fā)電但未全容量并網(wǎng)的，月度上網(wǎng)電量暫按清潔能源市場月度交易均價結(jié)算，待全容量并網(wǎng)后，根據(jù)全容量并網(wǎng)時間對差額部分進行清算。四川四川省經(jīng)信廳發(fā)改委能源局國家能源局四川監(jiān)管辦公室《四川省2024年省內(nèi)電力市場交易總體方案》?有序推動新能源發(fā)電企業(yè)參與市場交易，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的促進作用，增加市場化發(fā)電能力供給。風電、光伏發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電量以外的電量，須直接參與市場交易（指發(fā)電企業(yè)直接向售電公司或電力用戶售電，下同）。?風電、光伏市場電量交易方式：風電、光伏發(fā)電企業(yè)保量保價電量及綠電交易電量以外的上網(wǎng)電量，須直接參與市場交易形成價格，保量保價電量原則上采用相對均衡方式在全年下達。電力用戶在打捆購入非水電量后，其余電量通過直接交易購入風電、光伏市場電量的交易方式與水電相同。?交易電價：風電、光伏市場電量的交易電價參照水電交易電價的市場化價格機制形成，限價范圍與水電相同。水電年度交易參與分月交易電價，按以下方式確定交易價格上下限：豐水期交易電價下限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后下浮40%，上限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后的價格；平水期、枯水期交易電價上下限為原水電標桿上網(wǎng)電價278.2元/MWh按水期浮動后上下浮20%。年度交易采取全年綜合交易電價的，按以下方式確定交易價格上下限：交易價格上限=（豐水期交易電量占比x豐水期交易電價上限）+（平水期交易電量占比x平水期交易電價上限）+（枯水期交易電量占比x枯水期交易電價上限）；交易價格下限=（豐水期交易電量占比x豐水期交易電價下限）+（平水期交易電量占比x平水期交易電價下限）+（枯水期交易電量占比x枯水期交易電價下限）。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新能源可參與市場化交易，如《安徽電力中長期交易實施方案（2024年版）》提出，新能源發(fā)電企業(yè)可根據(jù)需要參與市場交易；《2024年浙江省電力市場化交易方案》將自愿入市的風電、光伏企業(yè)納入市場化電源；鼓勵新能源參與綠電交易，獲取環(huán)境溢價。江蘇發(fā)改委國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室發(fā)布的《關(guān)于開展2024年電力市場交易工作的通知》提出新能源參與綠電交易的電量要求，并明確綠電交易價格不設(shè)限制；《安徽省2024年綠色電力交易實施方案》提出，參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)為集中式平價上網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電企業(yè)，綠色電力交易價格包含電能量價格和綠色環(huán)境權(quán)益（綠色電力證書）價格，由市場主體通過市場化交易方式形 成。其中，綠色環(huán)境權(quán)益價格應(yīng)反映綠色電力的環(huán)境價值，不設(shè)上限，且需大于零。地區(qū)政策文件具體內(nèi)容江蘇江蘇發(fā)改委國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室《關(guān)于開展2024年電力市場交易工作的通知》?公用燃煤、燃氣、核電，光伏、風電組、特高壓直流配套電源等區(qū)外電源?光伏、風電：考慮風光發(fā)電預(yù)測的不電量不超過1800小時。分散式風電、(平價及主動承諾放棄綠電交易電量補貼的帶補貼項目)等省內(nèi)各類發(fā)電機組，山西陽城電廠、華東區(qū)域統(tǒng)配機,可參與中長期交易。確定性，為提高綠電合同履約比例，集中式光伏年度綠電交易電量不超過900小時、集中式風電綠電年度交易分布式光伏需要具備綠證核發(fā)條件并申請成功后，可參加月內(nèi)綠電交易。綠電交易價格不設(shè)限制。浙江浙江省發(fā)展改革委浙江能源監(jiān)管辦浙江省能源局關(guān)于印發(fā)《2024年浙江省電力市場化交易方案》的通知?放開燃煤發(fā)電、風電和光伏發(fā)電，確省統(tǒng)調(diào)燃煤、寧夏來電、皖電送浙機?風電光伏：無補貼的風電和光伏發(fā)電參與綠電交易。綠電交易電量全部為保市場化用戶可交易規(guī)模平衡。市場化電源：符合國家基本建設(shè)審批程序并取得電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）的組，自愿入市的風電和光伏發(fā)電企業(yè)。可參與綠電交易，鼓勵有補貼的風電和光伏發(fā)電企業(yè)（綜合補貼和綠電交易價格等因素）與電力用戶自主協(xié)商中長期交易電量。安徽《安徽電力中長期交易實施方案（2024年版）》、《安徽省2024年綠色電力交易實施方案》?新能源發(fā)電企業(yè)可根據(jù)需要參與市場一中長期交易范疇，具體參與交易方特性和交易公告中公布的典型曲線等?參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)為集中式平含電能量價格和綠色環(huán)境權(quán)益（綠色不設(shè)上限，且需大于零。交易，參與市場交易前需取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證，完成市場準入注冊。綠色電力交易與新能源電能量交易納入統(tǒng)式另行制定。新能源發(fā)電企業(yè)開展市場化交易時也應(yīng)明確交易曲線，交易曲線由交易雙方參考氣象預(yù)測、自身自行協(xié)商確定。價上網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電企業(yè)，參與交易前需取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證，完成市場準入注冊。綠色電力交易價格包電力證書）價格，由市場主體通過市場化交易方式形成。其中，綠色環(huán)境權(quán)益價格應(yīng)反映綠色電力的環(huán)境價值福建福建省發(fā)展和改革委員會國家能源局福建監(jiān)管辦公室關(guān)于印發(fā)《2024年福建省電力中長期市場交易方案》的通知?省調(diào)統(tǒng)調(diào)集中式風電機組部分上網(wǎng)電?雙邊協(xié)商交易的交易價格由交易雙方交對的交易價格為購、售雙方申報價量參與市場交易。市場合約外的風電、光伏發(fā)電機組上網(wǎng)電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)優(yōu)先購電。省調(diào)統(tǒng)調(diào)的風電自主協(xié)商確定；集中競價交易、掛牌交易的交易價格分別以統(tǒng)一出清價格和掛牌價格為準；滾動撮合交易每成格的算術(shù)平均值。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容湖南、遼寧、陜西、貴州等省份新能源全電量參與市場化交易，并通過市場交易形成結(jié)算電價。黑龍江省根據(jù)電源結(jié)構(gòu)特點，將煤電發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓給風電、光伏，燃煤發(fā)電機組出讓發(fā)電權(quán)價格分別參照風電、光伏發(fā)電年度中長期外送電平均交易價格具地區(qū)政策文件具體內(nèi)容湖南湖南省發(fā)改委《2024年湖南省電力市場中長期交易方案》?我省統(tǒng)調(diào)供應(yīng)燃煤（含煤矸石）發(fā)電廠、風電和集中式光伏電站（不含扶貧項目）均不安排優(yōu)先發(fā)電計劃，通過市場交易獲得電量。湖南電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)燃煤（含煤矸石）、風電、集中式光伏電站、生物質(zhì)和垃圾等其他新能源發(fā)電企業(yè)全部電量進入電力市場交易。陜西陜西省發(fā)展和改革委員會關(guān)于印發(fā)《陜西省2024年電力中長期市場化交易實施方案》的通知?納入規(guī)劃的集中式風電、光伏發(fā)電及統(tǒng)調(diào)水電電量優(yōu)先用戶保障居民、農(nóng)業(yè)用電量（含線損電量）的部分，執(zhí)行相應(yīng)政府批復定價，保障居民、農(nóng)業(yè)用電量（含線損電量）以外的部分原則上全部進入市場，執(zhí)行市場化合同價格。?年度水電和常規(guī)新能源交易采用自主掛牌的模式開展，水電和新能源發(fā)電企業(yè)自主掛牌電量和電價，批發(fā)購電市場主體（含售電公司、批發(fā)用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電）摘牌。常規(guī)新能源發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)中長期交易中申報的交易價格不超過陜西電網(wǎng)燃煤基準價。貴州貴州省能源局發(fā)布關(guān)于《貴州省新能源參與電力市場交易管理辦法（試行）》的通知?新能源發(fā)電企業(yè)參與市場化交易包括綠色電力交易、新能源電能量交易，綠色電力交易分為直接交易和認購交易。新能源電能量交易是指新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶（售電公司）以電能量為標的，依據(jù)規(guī)則開展的市場化交易。?綠色電力交易、新能源電能量交易采用雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌、競拍、認購交易等方式組織開展，并按照年度（含多月）交易為主、月度交易為補充的原則進行。風電發(fā)電企業(yè)申報電量上限為該企業(yè)機組容量乘以1800小時的120%；光伏發(fā)電企業(yè)申報電量上限為該企業(yè)機組容量乘以1100小時的120%。?雙邊協(xié)商交易價格（綠色電力交易電價分電能量價格和環(huán)境溢價）由發(fā)電企業(yè)、電力用戶（售電公司）自主協(xié)商確定。集中競價交易、掛牌交易價格分別以統(tǒng)一出清價格和掛牌價格（綠色電力交易電價分電能量價格和環(huán)境溢價）為準。競拍價格以成交結(jié)果為準。分時電價機制。交易合同價格由購售電雙方協(xié)商確定，峰谷分時電價按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。參與綠色電力交易、新能源電能量交易的電力用戶（售電公司）全電量參與分時段交易批發(fā)交易全部帶曲線申報。黑龍江黑龍江省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于做好黑龍江省2024年電力市場交易的通知》?平價(含低價)的風電、光伏發(fā)電保障性小時數(shù)暫分別按1950小時、1300小時確定，剩余電量全部進入市場交易，其他風電、光伏發(fā)電全部進入市場交易。?按照國家電力市場化改革相關(guān)要求，結(jié)合我省當前電源結(jié)構(gòu)特點，為充分發(fā)揮燃煤發(fā)電機組支撐、調(diào)節(jié)作用，更好的促進新能源消納，按燃煤發(fā)電機組優(yōu)先成交，再將部分發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓給風電、光伏發(fā)電的交易方式，繼續(xù)實現(xiàn)用戶側(cè)風（光）火捆綁。各燃煤發(fā)電機組在完成20%發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓的基礎(chǔ)上，可根據(jù)自身調(diào)節(jié)能力，在保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的前提下，以出讓方式提高發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)移比例，出讓比例最高不超過5%，發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓總量不超過優(yōu)先成交電量的25%。風電、光伏發(fā)電保障性電量外的剩余電量，可通過與燃煤發(fā)電機組進行合同電量受讓交易獲得發(fā)電權(quán)，燃煤發(fā)電機組出讓發(fā)電權(quán)價格分別參照風電、光伏發(fā)電年度中長期外送電平均交易價格，具體由雙方自主協(xié)商確定。遼寧遼寧工信局遼寧發(fā)改委《2024年遼寧省電力市場化交易工作方案》?除水電機組，生物質(zhì)發(fā)電機組，非燃煤火電機組（不含撫順新鋼10萬千瓦CCPP機組分布式新能源，結(jié)算電價（不含財政補貼）高于煤電基準價的風電機組外，其他發(fā)電機組上網(wǎng)電量原則上均應(yīng)參與市場交易。風電、光伏機組優(yōu)先發(fā)電安排參照（2024年遼寧省保障性優(yōu)先發(fā)電電力電量平衡方案），優(yōu)先發(fā)電以外的上網(wǎng)電量，全部上網(wǎng)電量參與省內(nèi)電力市場交易和跨省外送交易。?電能量交易電價為通過電力市場交易形成的電價。年度交易采用雙邊協(xié)商、掛牌等方式開展，年度雙邊交易，申報各時段電量、電價；年度掛牌交易由掛牌方申報各時段電量、電價，摘牌方只申報電量，按各時段摘牌電量出清，同批次交易某時段掛牌電量不足，等比例縮減。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容?河南：省內(nèi)風電、光伏電量優(yōu)先滿足居民、農(nóng)業(yè)用電需求，剩余新能源電量按照政府授權(quán)中長期合約納入電力中長期交易管理，上網(wǎng)電價執(zhí)行我省基準價，與?廣西：廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府授權(quán)合約機制。參與市場交易的集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易單元政府授權(quán)合約電量為交易單元市場化上網(wǎng)電量，非市場電量仍按核地區(qū)政策文件具體內(nèi)容河南河南省發(fā)展和改革委員會國家能源局河南監(jiān)管辦公室《關(guān)于河南省2024年電力交易有關(guān)事項的通知》?省內(nèi)燃煤發(fā)電電量原則上全部進入市場，按照《關(guān)于印發(fā)河南省優(yōu)化工業(yè)電價若干措施的通知》（豫發(fā)改價管〔2023〕679號）文件有關(guān)要求，積極推動新能源電量參與中長期交易。?省內(nèi)風電、光伏電量優(yōu)先滿足居民、農(nóng)業(yè)用電需求。剩余新能源電量按照政府授權(quán)中長期合約（簡稱授權(quán)合約，下同）納入電力中長期交易管理，上網(wǎng)電價執(zhí)行我省基準價，與市場化用戶形成授權(quán)合約，優(yōu)先其它交易電量結(jié)算。年度交易中，文件下發(fā)5個工作日內(nèi)，省電力公司將2024年度各自然月剩余新能源電量規(guī)模提交交易機構(gòu)，通過交易平臺向市場主體發(fā)布。交易機構(gòu)按照市場化用戶季度用電量占比進行均衡分解，形成市場化用戶的年度授權(quán)合約電量。分時段交易電力用戶的授權(quán)合約曲線暫按照全天均衡原則進行分解。其中：市場化用戶季度內(nèi)各月授權(quán)合約電量=市場化用戶季度用電量占比×季度內(nèi)各月剩余新能源電量規(guī)模。市場化用戶季度用電量占比=該市場化用戶最近三個月用電量之和÷全部市場化用戶最近三個月用電總量。2024年一季度對應(yīng)的最近三個月用電量指2023年9—11月實際用電量，后續(xù)季度依次類推。年度交易中，暫按照一季度市場化用戶電量占比分解形成2024年各月授權(quán)合同電量，后續(xù)季度據(jù)實調(diào)整。季度、月度新能源電量參與交易流程按照年度交易流程開展。每季度最后一個自然月15號前，省電力公司將次季度各月剩余新能源電量的調(diào)整規(guī)模提交交易機構(gòu)。每月20號前，省電力公司將次月剩余新能源電量的調(diào)整規(guī)模提交交易機構(gòu)。授權(quán)合約按照合同電量和電力用戶實際用電量“兩取小”的原則優(yōu)先結(jié)算。廣西壯族自治區(qū)工信廳、發(fā)改委國?廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府授權(quán)合約機制。參與市場交易的集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易單元政府授權(quán)合約電量為交易單元市場化上網(wǎng)電量，非市場電量仍按核定上網(wǎng)電價結(jié)算。?合約價格：核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)政府授權(quán)合約價格由自治區(qū)另行明確。?對標價格：政府授權(quán)合約對標價格為標的月各時段批發(fā)交易用戶市場交易計劃加權(quán)平均價格。?結(jié)算原則：?（1）各發(fā)電企業(yè)自主參與市場交易，確定交易電量、交易價格等信息，按照市場交易規(guī)則及有關(guān)規(guī)定進行結(jié)算。發(fā)電企業(yè)結(jié)算費用=市場化結(jié)算費用+政府授權(quán)合約差價費用。?（2）當對標價格大于等于合約價格時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量×（合約價格-對標價格）×Kc，Kc=發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格/對標價格（Kc四舍五入保留3位小數(shù)，下同暫定Kc最小取值為0.9。?（3）當對標價格小于合約價格時，Kc=對標價格/發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格，在政府授權(quán)合約執(zhí)行初期：當Kc≥1時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量×（合約價格-對標價格）×Kc，暫定Kc最大取值為1.1。當Kc＜1時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量×（合約價格-發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格）。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)多地電力市場交易方案有何特點？新能源市場化發(fā)展的過渡方式：政府授權(quán)合約機制新能源盈利整體表現(xiàn)平穩(wěn)，未來可能有所波動風險提示請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容圖5：發(fā)電企業(yè)交易電價高于合約價格時的發(fā)電企業(yè)收益拆分圖6：發(fā)電企業(yè)交易電價低于合約價格時的圖5：發(fā)電企業(yè)交易電價高于合約價格時的發(fā)電企業(yè)收益拆分圖6：發(fā)電企業(yè)交易電價低于合約價格時的?政府授權(quán)合約為電力市場差價合約的一種，以政府為對手方，與發(fā)電企業(yè)簽訂量、價合約，在一定程度上補償發(fā)電企業(yè)的發(fā)電成本，并抑制市場力和加強市場競爭，降低電價波動對發(fā)電?政策提出將優(yōu)先發(fā)電計劃轉(zhuǎn)化為政府授權(quán)的中長期合同。國家發(fā)改委、國家能源局于2022年1月發(fā)布的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》提出，有序放開發(fā)用電計劃，分類推動燃氣、熱電聯(lián)產(chǎn)、新能源、核電等優(yōu)先發(fā)電主體參與市場，分批次推動經(jīng)營性用戶全面參與市場，推動將優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃轉(zhuǎn)化為政府授權(quán)的中長期合同。中電聯(lián)發(fā)布的《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》中提出，加快完善新能源參與市場交易電價機制，新能源優(yōu)先發(fā)電計劃應(yīng)轉(zhuǎn)為政府授權(quán)合約機制，保障新能源企業(yè)合?建立政府授權(quán)合約機制有助于推動新能源參與電力市場交易。中電聯(lián)發(fā)布《新能源參與電力市場相關(guān)問題研究報告》提出，在新能源高占比的地區(qū)，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務(wù)分攤、系統(tǒng)偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線業(yè)或保底購電企業(yè)場外簽訂新能源差價合約的方式，產(chǎn)生的損益請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容英國實施差價合約機制促進新能源發(fā)展?2013年，英國開啟電力市場改革，首次開發(fā)并引入CfD（ContractsforDifference）機制；2014年，英國開始實施差價合約（CfD）機制，取代之前執(zhí)行的可再生能源義務(wù)（RO）機制，用于政府支持低碳?英國CfD差價合約是由低碳發(fā)電企業(yè)與政府下屬的“低碳合同公司”（LCCC）之間簽署的法律合同。雙方在固定期限15年內(nèi)，政府按照事先約定好的“執(zhí)行價格”（StrikePrice）與同期市場“參考電價”之間的差額向低碳發(fā)電企業(yè)進行補償/收費。其中，“執(zhí)行價格”由各個符合投標條件的低碳發(fā)電企業(yè)直接競爭形式確定，每一種可再生能源技術(shù)類型投出的最低價格為其“執(zhí)行價格”；所有投標項目價格按由低到高順序排列，價低者中標，獲得政府補貼，直至累積投標項目容量達到該輪擬分配的計劃容量。參考電價低于執(zhí)行價格時，LCCC補償發(fā)電企業(yè)，反之則發(fā)電企業(yè)向LCCC支付費用，CfD機制保障發(fā)電企業(yè)在合同期限內(nèi)可獲得確定的收入，收入由不同發(fā)電技術(shù)預(yù)先確定，電價波動變化對發(fā)電企業(yè)的收入影響不大，促進綠色能源投資的同時避免消費者支付過高的能源成?CfD機制開始時兩年進行一輪分配，涵蓋可再生能源、核能、CCUS等類型。2022年2月，英國政府宣布為進一步響應(yīng)其“凈零戰(zhàn)略”，將差價合約機制改為年度分配，于2023年3月起正式實行。自2014年第一輪CfD分配以來，英國前三輪CfD合約已簽署超11GW電力容量。第四輪分配計劃每年向低碳技術(shù)提供2.85億英鎊圖7：英國差價合約（CfD）機制圖示請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容新加坡授權(quán)合約機制?2004年，新加坡國家電力市場（NEMS）引入授權(quán)合約機制，由市場支持服務(wù)提供商（MSSL）與各發(fā)電集團強制簽訂，發(fā)電企業(yè)簽訂的授權(quán)合約電量按政府定價進行結(jié)算，合約數(shù)量、價格和基準價格等因素影響授權(quán)合約收益，不受現(xiàn)貨電價影響。新加坡授權(quán)合約機制固定了一定比你電量的發(fā)電收益，限制了發(fā)?授權(quán)合約電量及授權(quán)合約價格設(shè)定：每個合約年度設(shè)定對應(yīng)的授權(quán)合約水平，為合約電量占全社會用電預(yù)測值的比值。合約水平設(shè)定基于的原則是市場出清電價穩(wěn)定在政府核定電價，根據(jù)《新加坡電力市場授權(quán)合約分析及其啟示》，新加坡能源市場管理局確定合理市場電價為最經(jīng)濟有效的發(fā)電機組的長期邊際成本，即授權(quán)合約價格，目前授權(quán)合約價格為370MW單元的聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機機組的長期邊際成本。合約電量根據(jù)歷史發(fā)?授權(quán)合約成本分攤機制：非競爭性電力用戶電量由授權(quán)合約完全覆蓋，非競爭性電量用戶需支付授權(quán)合約費用；剩余合約電量的收入/成本由市場支持服務(wù)提供商（MSSL）疏導至零售商?新加坡授權(quán)合約機制以控制市場力為導向，確定合約電量，有助于平抑市場力，實現(xiàn)計劃與市場的有效銜接，保障發(fā)電側(cè)收圖8：新加坡電力市場授權(quán)合約成本分攤機制請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容廣西2024年新能源市場交易中試點引入政府授權(quán)合約機制.新能源參與市場交易為長期趨勢。2022年1月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確提出到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。由于新能源市場化交易價格多低于新能源保障性收購價格/煤電市場化交易價格，新能源參與市場交易面臨收益不確定性問題，作為新能源參與市場交易的過渡機制，政府授.2024年廣西電力市場交易方案中提出政府授權(quán)合約機制，明確政府授權(quán)合約價格為0.38元/KWh.廣西壯族自治區(qū)工信廳、發(fā)改委國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布《2024年廣西電力市場交易實施方案》：廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府授權(quán)合約機制。參與市場交易的集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易單元政府授權(quán)合約電量為交易單元市場化上網(wǎng)電量，非市場電量.廣西壯族自治區(qū)工信廳、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于明確新能源發(fā)電企業(yè)政府授權(quán)合約價格有關(guān)事宜的通知》：集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與電力市場化交易新能源發(fā)電企業(yè)市場電量政府授權(quán)合約價格為0.38元/千瓦時；在結(jié)算政府授權(quán)合約差價費用時暫按上述政府授權(quán)合約價格執(zhí)行，后續(xù)視電力市場交易運行實際情況，結(jié)合成本調(diào)查，經(jīng)報上級同意，再對合約條款具體內(nèi)容合約電量參與市場交易的集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易單元政府授權(quán)合約電量為交易單元市場化上網(wǎng)電量，非市場化電量仍按核定上網(wǎng)電價結(jié)算；2024年，廣西集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)分別享有800、500小時的等效利用小時數(shù)，該小時范圍內(nèi)執(zhí)行煤電基準價，約為0.42元/千瓦時，剩余電量執(zhí)行政府授權(quán)合約機制。合約價格集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與電力市場化交易新能源發(fā)電企業(yè)市場電量政府授權(quán)合約價格為0.38元/千瓦時。對標價格政府授權(quán)合約對標價格為標的月各時段批發(fā)交易用戶市場交易計劃的加權(quán)平均價格。結(jié)算原則1）各發(fā)電企業(yè)自主參與市場交易，確定交易電量、交易價格等信息，按照市場規(guī)則及有關(guān)規(guī)定進行結(jié)算。發(fā)電企業(yè)結(jié)算費用=市場化結(jié)算費用+政府授權(quán)合約差價費用；2）當對標價格大于等于合約價格時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量x（合約價格-對標價格）xrc（rc=發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格/對標價格，rc四舍五入保留3位小數(shù)，下同暫定rc最小取值為0.9。3）當對標價格小于合約價格時，rc=對標價格/發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格，在政府授權(quán)合約執(zhí)行初期：當rc≥1時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量x（合約價格-對標價格）xrc，暫定rc最大取值為1.1當rc＜1時，政府授權(quán)合約差價費用=政府授權(quán)合約電量x（合約價格-發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格）4）計算政府授權(quán)合約差價費用時，發(fā)電交易單元標的的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格保留2位小數(shù)，應(yīng)包含合同電量轉(zhuǎn)讓交易價格、代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易價格等，不含綠色電力交易環(huán)境溢價（綠證價格）。當發(fā)電交易單元標的月無交易計劃時，rc按1執(zhí)行。請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容廣西2024年新能源市場交易中試點引入政府授權(quán)合約機制圖9：廣西政府授權(quán)合約計算規(guī)則梳理?發(fā)電企業(yè)結(jié)算費用=市場化結(jié)算費用+政府授權(quán)合約差價費用；其中，市場化結(jié)算費用=市場化交易電量*發(fā)電交易單元市場交易價格；政府授權(quán)?分不同情況來看，當對標價格大于合約價格時，發(fā)電企業(yè)需支付政府授權(quán)合約差價費用，且發(fā)電企業(yè)交易電價越高，承擔的政府授權(quán)合約差價費?當對標價格小于合約價格時，若對標價格大于等于發(fā)電企業(yè)交易電價，則發(fā)電企業(yè)可獲得政府授權(quán)合約差價收益，但由于暫定rc最大取值為1.1，這意味著對于發(fā)電企業(yè)收益補償有限；若對標價格小于發(fā)電企業(yè)交易電價，則發(fā)電企業(yè)可獲得政府授權(quán)合約差價收益，合約價格與發(fā)電企業(yè)交易請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容廣西2024年新能源市場交易中試點引入政府授權(quán)合約機制.市場化交易結(jié)算電價涉及發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格P交易、對標價格P對標、合約價格P合約，不同情形下新.1）P對標/P交易之1時，若P對標/P交易之1.1，則結(jié)算價格P結(jié)算=P交易+P合約一P對標*1.1；若P對標/P交易＜1.1，則結(jié)算價格P結(jié)算=P交易+(P合約一P對標)*P對標/P交易；.2）P對標/P交易＜1，則結(jié)算價格P結(jié)算=P交易+（P合約-P交易）=P合約=0.38；對標價格P對標＞合約價格P合約時，1）若P交易/P對標＞0.9，則結(jié)算價格P結(jié)算=P交易+（P合約-P對標）*P交易/P對標；2）若P交易/P對標≤0.9，則結(jié)算價格P結(jié)算=P交易+（P合約-P對標）*0.9。發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格0.200.250.300.350.400.45對標價格0.32070.34070.36070.2650.2430.2210.3150.2930.2710.3550.3430.3210.3800.3800.3690.3800.3800.3800.3800.3800.3800.38070.40070.42070.44070.46070.48070.1990.1810.1630.1450.1270.1090.2490.2310.2130.1950.1770.1590.2990.2810.2710.2450.2270.2090.3490.3310.3160.2950.2770.2590.3990.3790.3610.3450.3270.3090.4490.4270.4060.3880.3710.356請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容?1）政府授權(quán)合約價格機制下，對標價格與合約價格相近時，風電、光伏企業(yè)上網(wǎng)結(jié)算電價與無政府授權(quán)合約機制?1）政府授權(quán)合約價格機制下，對標價格與合約價格相近時，風電、光伏企業(yè)上網(wǎng)結(jié)算電價與無政府授權(quán)合約機制?2）政府授權(quán)合約價格機制下，對標價格小于合約價格時，風電、光伏企業(yè)上網(wǎng)結(jié)算電價大于無政府授權(quán)合約機制下?3）政府授權(quán)合約價格機制下，對標價格大于合約價格時，風電、光伏企業(yè)上網(wǎng)結(jié)算電價小于無政府授權(quán)合約機制下?根據(jù)《2024年廣西電力市場交易實施方案》，集中式風電、發(fā)電交易單元標的月各時段市場交易計劃加權(quán)平均價格光伏發(fā)電企業(yè)超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，0.200.250.300.350.400.45時數(shù)為500小時，參考2023年全國風電、光伏平均利用小0.32070.3210.3530.3790.3950.3950.395風電等效利用小時數(shù)為800小時，集中式光伏等效利用小考慮保障利用小時數(shù)后上網(wǎng)結(jié)算電價時數(shù)為500小時，參考2023年全國風電、光伏平均利用小0.32070.3210.3530.3790.3950.3950.395時數(shù)（風電2225小時、光伏1286小時），測算核定電價和0.34070.3070.3390.3710.3950.3950.395市場化交易電價結(jié)算電量，風電核定電價和市場化交易電0.36070.2930.3250.3570.3870.3950.395價結(jié)算電量比例為36%、64%光伏核定電價和市場化交易0.38070.2790.3110.3430.3750.4070.4390.44070.2440.2760.308?廣西風電、光伏核定上網(wǎng)電價（含稅）為0.4207元/KWh，0.46070.2330.2650.2970.3290.3610.389政府授權(quán)合約機制下的市場化電量上網(wǎng)結(jié)算電價如表9所0.48070.2210.2530.2850.3170.3490.3790.200.25考慮保障利用小時數(shù)后上網(wǎng)結(jié)算電價0.2860.0.32070.3260.3560.34070.3120.3430.36070.2990.3290.42070.2630.2940.44070.2520.2830.46070.2410.2720.48070.2300.261請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容電力體制改革持續(xù)推進，加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)多地電力市場交易方案有何特點？新能源市場化發(fā)展的過渡方式：政府授權(quán)合約機制新能源盈利整體表現(xiàn)平穩(wěn)，未來可能有所波動風險提示請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容3% 84% 22% 22% 29% 3% 84% 22% 22% 29% 158%417% 0%543%592%0%95%3%35%11%17% 0%14% 0% 0%23%0%0%圖10：2023年各公司風光新能源裝機容量情況（GW）圖11：2023年各公司裝機增速情況公司簡稱新能源裝機增長率風電裝機增速光伏裝機增速三峽能源龍源電力華能國際50%44%22%6%93%99%中國電力華潤電力國電電力大唐新能源大唐發(fā)電吉電股份上海電力北京能源國際國投電力新天綠能中廣核新能源中綠電晶科科技89%32%68% 9%44%11%10%34%53% 8%11%34%49%67%20%25% 2%38%6%0%94%94%8%8%0%63%57% 25% 5%48%49%節(jié)能風電粵電力A太陽能2%96%8%2%1118%1118%8%申能股份廣州發(fā)展金開新能浙江新能協(xié)合新能源湖北能源嘉澤新能銀星能源福能股份內(nèi)蒙華電長源電力江蘇新能中閩能源8%90%16%27%13%13% 6%31%0%26%291%291%8%0%請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容利用小時數(shù)較為穩(wěn)定，多數(shù)公司好于全國平均水平圖12：各公司2023年風電利用小時數(shù)及2021-2023年風電利用小時數(shù)均值（小時）資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理注：中閩能源為陸上風電利用小時數(shù)圖13：各公司2023年光伏利用小時數(shù)及2021-2023年光伏利用小時數(shù)均值（小時）請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理?從各公司2019-2023年光伏平均上網(wǎng)電價走勢來看，光伏上網(wǎng)電價整體呈現(xiàn)下降趨勢，2022年后平均上網(wǎng)電價大幅下降，主要原因在于請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容請務(wù)必閱讀正文之后的免責聲明及其項下所有內(nèi)容資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理資料來源：各公司公告，國信證券經(jīng)濟研究所整理?新能源發(fā)電毛利率受上網(wǎng)電價、項目投資成本以及利用小時數(shù)等因素影響，從各上市公司2019-2023年風電、光伏業(yè)務(wù)的毛利率走勢來看，各公司新能源發(fā)電業(yè)務(wù)的毛利率維持在比較穩(wěn)定的水平，部分公司受利用小時數(shù)、上網(wǎng)電價因素小幅波動。盡管上網(wǎng)電