股票代码：000159

新疆电力市场钻研及新能源投资战术分析 | 凯发K8实业

颁发功夫：2024-11-08 13:52

近年来，新疆新能源规模出现逾越式增长。“十四五”以来，国度和自治区在新疆共批复10个批次内用新能源项目，加上直流配套新能源，以及“十三五”兵团与处所结转的存量新能源项目，目前预计“十四五”期间新疆新增新能源规模将达到约1.8亿千瓦，储能约1500万千瓦。

然而，随着新疆新能源产业的蓬勃鼓起，新能源供给与需要面一功夫和空间的严重错配，新型电力系统构建与电网安全不变运行的平衡机造面对严格挑战。

随着新疆电力市场建设过程不休推动，新疆新能源急剧发展带来的困境，正以新能源利用率降落、电价水平不休降低这些“可见的数字”的方式，不休出现出来，冲击着以往不变的新能源投资收益模式。新疆新能源消纳面对怎么的环境，电力市场建设过程若何，以新能源收益将受到怎么的冲击，这些问题已经成为新疆新能源从业者和投资者愈加关注的问题。

新疆电力产业发展概况

1.1.电力市场供给情况

截止2023年12月底，新疆电网总装机容量14181万千瓦，同比增长24%。2019年以来，新能源装机出现高速增长格局。截止2023年底，新疆风电装机容量3258万千瓦，占总装机容量的22.79%；光伏装机容量2901万千瓦，占总装机容量的20.45%。风电光伏装机占比计算超43.24%。水电装机容量969万千瓦，占总装机容量的6.83%；火电装机容量6656万千瓦，占总装机容量的46.94%。其他装机（储能等）398万千瓦。

火电仍是新疆重要电量起源，占比74%。截至2023年底，新疆电网电厂发电量4689亿千瓦时；其中火电发电量3459亿千瓦时；水电发电量338亿千瓦时。风电发电量643亿千瓦时，占比14%；光伏发电量249亿千瓦时，占比7%。

凭据新疆地域风电、太阳能发展规划，预计到2025年，全疆风电总装机超过6400万千瓦；太阳能发电总装机超过7600万千瓦，风电、光伏等新能源装机将达到总装机容量的约56%。

1.2.电力市场需要情况

2023年整年，新疆统计局口径全社会用电量3820亿千瓦时。分产业看，第二产业仍是新疆重要用电产业。其中第一产业用电量78亿千瓦时，第二产业用电量3084亿千瓦时；第三产业用电量452亿千瓦时；城乡居民用电206亿千瓦时。分区域看，北疆地域经济发展水平较高，社会用电量高于南疆地域。乌鲁木齐市（468.35亿千瓦时），伊犁哈萨克自治州直属县市（387.49亿千瓦时）、吐鲁番市（277.93亿千瓦时）、巴音郭楞蒙古自治州（169.86亿千瓦时）、哈密市（162.86亿千瓦时）处于全社会居民用电量前五位。

从消费结构看，新疆电力消费表送占比正逐步提升，表送电量中新能源占比也逐步提升。2023年新疆全社会用电量3820亿千瓦时，表送电力1263亿千瓦时，表送电力占比25%。表送电量中新能源电量占比超三成，达到35.72%，与去年同期相比提升2.72个百分点。

1.3.电网建设情况

新疆电网已形成“内供四环网、表送四通路”的网架结构。表送一向是新疆电力消纳的重要方向之一。新疆地域能源资源富足，且本地负荷水平较低，表送是电力重要消纳方式，也是新疆保险国度能源安全、“西电东送”的战术使命。

目前已先后建成新疆与西北主网联网750千伏第一、第二通路、昌吉～古泉±1100千伏特高压直流输电工程（吉泉直流）、哈密南～郑州±800千伏特高压直流输电工程（天中直流）“两交两直”表送通路。

疆电表送能力达到2500万千瓦，表送领域覆盖重庆、江苏、四川、湖南等20个省市自治区。将来几年，新疆还将开工建设±800千伏哈密北-重庆特高压直流工程(以下简称“疆电入渝”工程)，推动执行哈密-敦煌第三回750千伏输变电工程，形成“表送六通路”的主网架格局。疆电表送最大功率可由目前的2500万千瓦提升至3300万千瓦。

疆内电网方面，近年来新疆持续美满主题骨干网架，根基实现了750千伏电网全疆全覆盖。已建成750千伏变电站25座，变电容量7300多万千伏安，750千伏输电线路达到8700多千米，主网架贯通天山南北，220千伏及以下电网覆盖全疆各地市，重点城市形成220千伏环网结构，全数工业园区实现110千伏及以上电压等级供电，形成了以乌昌都市圈为中心、供电领域覆盖全疆各地域的全国最大省级电网，电网资源配置能力、供电保险能力、大电网驾驭能力显著提升。

1.4.新能源消纳情况

表送配套项目消纳情况拥有独立性，重要依赖受端电网需要、电力买卖机造和线路的调峰能力。总体上看，目前新疆表送线路容量仍有剩余，受端地域电力需要充足，这使得表送线路配套的新能源项目消纳情况较好。以表送容量最大的吉泉直流为例，受端地域需要提供了充足的消纳保险。吉泉直流起于新疆昌吉，止于安徽遂宁古泉，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远的特高压直流工程。

2022年度表送电量632亿kWh，相比2019年刚建成时，表送电量同比增长225%。消纳方向上，吉泉直流送出电量由安徽、江苏、浙江三省消纳，从2024-2025年的情况来看，浙江、江苏、安徽用电缺口持续存在，表来电量总需要预计为2106亿kWh，给吉泉直流消纳提供了靠得住保险。但同时也应看到表送项目消纳同样存在颠簸风险。2024年上半年，由于受端河南境内新能源限电率的直线上升，天中直流的配套电源被要求降冗运行，往年限电在10-20%的项目，2024年有可能会达到20-30%。

省内新能源消纳方面面对更大难题。需要上，新疆仍属于高耗能产业集中区域，能源消费总量在全国的比重呈逐年幼幅上涨态势。2014年至2022年，新疆能源消费总量占全国能源消费总量的比重出现幼幅增长，碳排放量随着能源消费量的增长不变增长，占全国碳排放总量的3%-4%左右。当前，新疆六大高耗能行业能源亏损、碳排放量超全区的50%，GDP仅占全区的20%左右。出格是六大高耗能行业中的煤化工、石油化工、电解铝、电力、钢铁等行业是重要的碳排放起源，是碳排放管控的重点。

但由于近年来大量新能源项目在新疆上马，目前新疆新能源上网电价显著降落，新能源限电率也不休攀升。电价方面，凭据2024年新疆部门景致场站的年度中持久电价结算情况，新疆风电、光伏别离为0.232、0.165元/度左右，此表还必要分摊承担两个细则查核、辅助服务、电采暖、算帐以及误差查核五风雅面的用度支出，其中辅助服务费是当前新疆新能源电站支出用度的大头。

限电率方面，进入2024年，西北地域现实限电率不休上升。从2024年一季度的运行情况来看，新疆境内新能源电站的限电率跟负荷水平、电网结构亲昵有关。南疆地域由于负荷原因，限电率能达到50%左右，而乌鲁木齐周边的负荷消纳水平较好，限电能够维持在10%以内，但北疆偏北的阿勒泰、塔城蹬咨于地处电网结尾，消纳情况也不容乐观。

我们分析，将来新疆仍将以本地消纳（引入高耗能产业）和表送（特高压等）相结合的方式，提升新能源消纳水平。一方面，预计在戈壁戈壁地域建设的大规模、高集中的综合性清洁能源基地将重要通过特高压直流表送。从建设成本上看，从新疆东部经河西走廊至华钟注华东地域地势平展，特高压单元距离成本低于西南地域以及南北走向线路。另一方面，对于单元价值较高的高耗能产品，预计以引入新疆本地出产、产制品表运为主。凭据新疆“十四五”规划，新疆“十四五”期间将着力建设蕴含高新技术产业、能源化工产业、石油化工和设备造作产业等在内的产业集群，有望形成类似于“十三五”期间云南、广西、内蒙古等省区的高耗能产业迁徙潮，带来新疆本地用电量高速增长。

新疆电力市场发展概况

2.1.电能量市场买卖情况

新疆电力市场目前已成立了较为完整的中持久买卖市场，电力现货市场也已实现多轮仿照试运行。

中持久买卖上，目前已形成了蕴含直接买卖、合同买卖为主，发电权买卖、电采暖买卖、新能源代替买卖等多种买卖种类为辅的新疆电力中持久市场。2023年，疆内里持久买卖初次实现了按工作日陆续开市，中持久买卖真正实现了高频次短周期，满足经营主体矫捷的调偏需要。截至2023年，新疆新能源市场化比例达46%，新能源利用率达96.1%，有效提高了新能源的消纳水平。

2024年，新疆中持久买卖将进一步细化买卖时段，做好与现货市场衔接筹备。将全天按单元幼时划分为24个买卖时段，中持久买卖依照24个买卖时段组织执行，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分依照自治分辨时电价政策执行。

省间买卖总体较为安稳。2023年，新疆电力表送整体出现量价齐升局面，表送电量和买卖电价均有所增长，显示表送消纳水平优良。2023年整年，累计结算表送电量1263亿千瓦时，结算均价275.82元/兆瓦时，同比增长17.82元/兆瓦时。

省内买卖规模持续扩大，但价值不休走低。从年度直接买卖看，2023年，新疆年度直接买卖成交660亿千瓦时，成交均价255.24元/兆瓦时；而2024年，疆内年度直接买卖成交789.97亿千瓦时，同比增长5.73%，均价234.94元/兆瓦时，同比降低20.03元/兆瓦时。从月度直接买卖看，以2024年3月为例，月度直接买卖成交64.4亿千瓦时，同比增长342.55%，均价227.02元/兆瓦时，同比降低23.14元/兆瓦时。

从按电源类型细分的买卖情况看，风电、光伏买卖电量在年度直接买卖和月度直接买卖中均大幅上升，且买卖电价均已下滑至200元/兆瓦时以内（表6）。

2.2.新疆电价政策情况

2.2.1.分时电价政策

目前新疆电力中持久买卖执行分时电价政策，将全天按单元幼时划分为24个买卖时段，中持久买卖依照24个买卖时段组织执行，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分依照自治分辨时电价政策执行。峰谷浮动比例在平段电价基础上，高低浮动幅度为75%。设置深谷电价，5、6、7、8月份14:00—16:00由低谷时段调整为深谷时段，深谷时段电价在平段电价基础高低浮90%。尖峰时段为1、11、12月份19:00—21:00、7月份21:00—23:00，尖峰时段电价在平段电价基础上上浮100%。

2.2.2.新能源电价支持政策

只管推动更高比例的新能源参加电力市场是全国统一趋向，但在市场化转型过程中，大部门地域还是对优先发电幼时数以表的部门电量，通过敌灾授权合约机造或价值补助机造，给与新能源项目肯定支持。新疆2022年出台了〖满我区新能源价值机造的规划》，明确新能源指标上网电价0.262元/千瓦时，对新建项目疆内现实买卖电价低于市场均价(按年度直接买卖均价，下同)，依照市场均价与0.262元/千瓦时的价差赐与电价支持，内容上为新能源项目确定了0.262元/千瓦时的最低结算电价。

2.3.新疆电力现货市场建设情况

只管不在第一批试点省份之列，但新疆电力现货市场推动并未落后。新疆已于2023年5月、7月、8月组织发展了三轮现货仿照试运行，2023年12月组织了初次结算试运行（不执行）；2024年一季度组织了两次仿照试运行，预计2024年底新疆电力现货市场有望实现正式运行。

现阶段，新疆电力现货市场蕴含日前市场和实时市场。日前市场集中优化出清，形成日前出清了局。实时市场沿用市场主体日前申报信息，在机组组合根基确定的基础上，思考电网现实运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需要，以社会福利最大为指标，进行实时市场出清，形成实时市场出清了局。实时市场以15分钟为距离滚动出清将来15分钟至2幼时的价值和着力曲线。疆内里持久合约作为结算凭据治理市场风险，市场主体的中持久买卖曲线了局及分化曲线均不作为调度执行凭据，中持久曲线最终确定在现货市场试运行日的日前市场开市前实现。

市场主体方面，公用火电企业、新能源企业以“报量报价”方式参加现货市场。用户侧的售电公司、批发用户、代理购电用户以“报量不报价”方式参加现货市场。兵团、增量配电网等区域用户凭据现货市场建设情况逐步参加现货市场。切合准入前提的新型独立储能自主申报充、放电曲线作为价值接受者参加现货市场。

市场衔接方面，省间中持久买卖形成的省间联系线买卖曲线物理执行，作为疆内现货市场买卖的天堑前提。省间买卖卖出成交了局作为送端关口负荷增量，买入成交了局作为受端关口电源参加省内出清。

新疆新能源项目投资战术

3.1.新疆典型光伏项目投资电价和收益测算

只管目前新能源市场化买卖电量内容上依然会获得指标上网电价0.262元/千瓦时的电价支持，但随着新疆电力现货市场建设的不休推动，无论是新建还是存量的平价新能源项目，上网电价都必然逐步与将来现货市场价值接轨。

因而，在新疆新能源项主张经济性测算中，应选取切合新能源全面市场化前提的上网电价，从而越发合理地评估新能源项主张可行性。目前新疆电力现货市场仍处于仿照试运行阶段，尚无公开可查的节点边际电价情况。

新疆电力市场中持久买卖已选取分时电价机造，根基可能体现现货市场执行后的总体价值趋向。因而，可凭据新能源各月内的典型日内着力曲线、日内分时电价变动趋向、新能源各月度着力曲线，以及新疆分时电价执行情况，揣摩将来新能源项目均匀上网电价。

凭据2024年8月新疆最新一次月内合同买卖仿照测试买卖规定，电价申报限额为：平段申报电价领域为250*（1±20%）元/兆瓦时（即200-300元/兆瓦时）；顶峰时段申报电价领域为250*（1±20%）*（1+75%）元/兆瓦时（即最高525元/兆瓦时）；低谷时段申报电价领域为250*（1±20%）*（1-75%）元/兆瓦时（即最低50元/兆瓦时）；深谷时段申报电价领域为250*（1±20%）*（1-90%）元/兆瓦时（即最低20元/兆瓦时）。

凭据分时电价申报限额情况，可初步预测新能源在现货市场分歧时段下的买卖电价。各时段新能源上网电价的如果为：

平段时段价值为申报区间均匀价值250元/兆瓦时；

顶峰时段取申报价值上限，即525元/兆瓦时；

低谷时段取申报价值下限，即50元/兆瓦时；

深谷时段取申报价值下限，即20元/兆瓦时。

新疆光伏项目各月典型日内各时段电量占比曲线如图所示。新疆地域思考北京功夫8:00前和23:00后无着力。

凭据各月典型日内分时电价，和各月典型日光伏着力曲线，可得到各月的典型日均匀电价。再凭据季节气象变动成分，思考年内各月电量占比，可推算得到思考了分时电价成分的新能源上网价值为164.95元/兆瓦时（表7）。

如前文表7所展示，2024年新疆电力市场中持久买卖了局中，光伏年度买卖价值已达199.28元/兆瓦时，月度买卖价值达到了171.45元/兆瓦时，已极度靠近164.95元/兆瓦时的预测值，注明该预测具备合理性。此表，凭据调研相识到的2024年新疆部门景致场站的年度中持久电价结算情况，从综合结算电价来看，新疆光伏项目已达到0.165元/度左右。

凭据目前新疆光伏项主张造价推算，当均匀电价为0.16495元/kWh时，项目投资税前财政内部收益率仅为1%左右，远远低于项目投资的必要收益水平。

3.2.新疆新能源投资战术分析

从上述分析能够看出，对于近两年新并网的平价光伏项目，全电量参加电力市场化买卖，均匀结算电价将远低于标杆电价（0.262元/千瓦时），相较2023年险些腰斩，且将来有进一步下行的趋向。固然目前存量平价项目仍将市场化结算与0.262元的误差通过向用户侧收取或返还，但下一阶段的新增新能源项目入市后极度有可能全电量（部门电量）按买卖价结算。即便对于存量含补助项目，在新疆光伏装机倍增，且本地消纳能力和出疆通路无相应显著增长的情况下，全疆含补助项目发电幼时数也会持续降落，且补助拖欠情况严重，未进入合规目录的项目将来存在无法收到补助的风险。配建储能固然肯定水平上可能改善新能源的着力，有助于将来的经营，但在新疆尚无电力现货市场的情况下，短期内对于收益不乐观。储能可能阐扬的作用与其容量有关，大容量配建长时储能直接拉高项目投资，对收益率影响可能是负面的。

当然，新能源项主张收益率与投资和收入端均有关，在收益端不利成分较多的情况下，投资端的成本也在不休降落，因而光伏的投资决策应对收益的边际变动维持关注。从新能源投资看，风电在收益端收到电价下行压力更幼，相比光伏项目得到的投资人的关注更多。其次是关注配建在跨省通路左近，发电量可高比例表送的新能源项目。

宏观角度看，新能源电价下行从全社会角度看可能向下游用户开释盈利，但也客观上抑造了新能源投资的积极性，延缓了新能源装机规模的提升。电力市场鼎新必要衡量下游用户电价接受能力、电网安全、新能源投资激励以及消纳等各方面成分，市场发展初期不愿定能两全周全，但以电力市场推进新能源大规模发展和电力系统刷新的大趋向不会再扭转，所以我们也能够等待将来可能有当局政策或电力市场规定的调整来平衡上游投资激励和市场化价值信号。

*本文起源新疆广播电视台

*本文不代表我集团之投资建议

上一篇拿下增速第一，谁在“单挑”能源大��？ | 凯发K8实业

下一篇【市场聚焦】铜：2025年铜矿供需若何？

文章分类：新闻

分享到：

联系凯发K8

如想进一步相识有关信息，请给我们发送电子邮件，同时也迎接您致电我们公司，凯发K8客服人员将耐心为您解答！

新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市新市区商丘街189号

0991 - 5854232

xjgjsy@xjgjsy.com