公用事业-新能源市场化交易受分时电价机制影响如何？-天风证券_13页_1mb

行业报告总结：
本报告分析了分时电价机制对新能源市场化交易电价的影响。分时电价是基于电能时间价值设计的，旨在引导用户削峰填谷，保障电力系统安全稳定运行。目前，全国各省份已基本建立分时电价机制，适用范围主要覆盖大工业及一般工商业用户，第二、三产业用电量占比达83.8%。电价浮动比例方面，各省峰谷价差普遍在50%-80%，尖峰及深谷电价进一步拉大。

分时电价与发电侧交易电价衔接，推动分时段交易加速推进。2021年国家发改委明确要求电力现货市场未运行地区完善中长期交易规则，指导市场主体签订分时段合同。2023年两部委进一步强调扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化用户需签订分时段中长期合同。截至2023年，17个省份已实行发电侧分时段报价，合计用电量占比约51%，其余7个省份处于过渡阶段。三北地区及部分中部、沿海省份（如山东、湖南、云南等）分时段交易进展较快，而广西、北京、海南等省份仍未全面推行上网侧分时电价。

分时段交易对新能源电价产生直接影响。风电因出力波动性较低，市场化交易电价受峰谷时段影响较小；而光伏因大发时段集中在午间，夜间出力接近零，易受长时长谷段电价压制。例如，山西2023年上半年光伏交易电价低于燃煤基准价74.9%，风电则高于燃煤基准价13.08%。部分省份（如甘肃、宁夏）明确将新能源中长期交易价格上限设定为当地燃煤基准价，进一步抑制电价。此外，随着新能源装机占比提升，若仅执行用户侧分时电价，可能加剧发用电两侧电费不平衡，因此上网侧分时电价覆盖范围或进一步扩大。

未来新能源市场化交易电价压力或持续，主要受三方面影响：

1. 峰谷时段调整：甘肃、河北、宁夏、蒙西、山东等省份日间低谷电价时段延长，导致光伏发电收益下降。
2. 分时段交易推进：新能源出力不稳定性与交易电价波动性矛盾凸显，需强化上网侧分时电价机制。
3. 政策规则限制：部分省份对新能源交易价格设定严格上限，叠加峰谷价差要求，可能压缩电价空间。

风险提示包括宏观经济下行、电力价格波动、新能源装机增速不及预期、电站造价提高及产业政策调整等。需关注政策动态对市场交易的影响，以及新能源消纳与成本控制的挑战。