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新疆电力市场研究及新能源投资战略剖析 | 凯发K8实业

宣布时间：2024-11-08 13:52

近年来，新疆新能源规模泛起跨越式增长。“十四五”以来，国家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”兵团与地方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抵达约1.8亿千瓦，储能约1500万千瓦。

然而，随着新疆新能源工业的蓬勃兴起，新能源供应与需求面临时间和空间的严重错配，新型电力系统构建与电网宁静稳定运行的平衡机制面临严峻挑战。

随着新疆电力市场建设进程不绝推进，新疆新能源快速生长带来的困境，正以新能源利用率下降、电价水平不绝降低这些“可见的数字”的方法，不绝泛起出来，攻击着以往稳定的新能源投资收益模式。新疆新能源消纳面临怎样的情况，电力市场建设进程如何，以新能源收益将受到怎样的攻击，这些问题已经成为新疆新能源从颐魅者和投资者愈加关注的问题。

新疆电力工业生长概况

1.1.电力市场供应情况

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，新能源装机泛起高速增长花样。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%。风电光伏装机占比合计超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。

火电仍是新疆主要电量来源，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%。

凭据新疆地区风电、太阳能生长计划，预计到2025年，全疆风电总装机凌驾6400万千瓦；太阳能发电总装机凌驾7600万千瓦，风电、光伏等新能源装机将抵达总装机容量的约56%。

1.2.电力市场需求情况

2023年全年，新疆统计局口径全社会用电量3820亿千瓦时。分工业看，第二工业仍是新疆主要用电工业。其中第一工业用电量78亿千瓦时，第二工业用电量3084亿千瓦时；第三工业用电量452亿千瓦时；城乡居民用电206亿千瓦时。分区域看，北疆地区经济生长水平较高，社会用电量高于南疆地区。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，新疆电力消费外送占比正逐渐提升，外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，外送电力1263亿千瓦时，外送电力占比25%。外送电量中新能源电量占比超三成，抵达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、外送四通道”的网架结构。外送一直是新疆电力消纳的重要偏向之一。新疆地区能源资源富足，且外地负荷水平较低，外送是电力重要消纳方法，也是新疆包管国家能源宁静、“西电东送”的战略使命。

目前已先后建成新疆与西北主网联网750千伏第一、第二通道、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”外送通道。

疆电外送能力抵达2500万千瓦，外送规模笼罩重庆、江苏、四川、湖南等20个省市自治区。未来几年，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)，推动实施哈密-敦煌第三回750千伏输变电工程，形成“外送六通道”的主网架花样。疆电外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，近年来新疆连续完善焦点主干网架，基本实现了750千伏电网全疆全笼罩。已建成750千伏变电站25座，变电容量7300多万千伏安，750千伏输电线路抵达8700多千米，主网架领悟天山南北，220千伏及以下电网笼罩全疆各地市，重点都会形成220千伏环网结构，全部工业园区实现110千伏及以上电压品级供电，形成了以乌昌都会圈为中心、供电规模笼罩全疆各地区的全国最大省级电网，电网资源配置能力、供电包管能力、大电网驾驭能力显著提升。

1.4.新能源消纳情况

外送配套项目消纳情况具有独立性，主要依赖受端电网需求、电力交易机制和线路的调峰能力。总体上看，目前新疆外送线路容量仍有盈余，受端地区电力需求富足，这使得外送线路配套的新能源项目消纳情况较好。以外送容量最大的吉泉直流为例，受端地区需求提供了富足的消纳包管。吉泉直流起于新疆昌吉，止于安徽宣城古泉，是目前世界上电压品级最高、输送容量最大、输送距离最远的特高压直流工程。

2022年度外送电量632亿kWh，相比2019年刚建成时，外送电量同比增长225%。消纳偏向上，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、安徽用电缺口连续保存，外来电量总需求预计为2106亿kWh，给吉泉直流消纳提供了可靠包管。但同时也应看到外送项目消纳同样保存波动危害。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年有可能会抵达20-30%。

省内新能源消纳方面面临更大困难。需求上，新疆仍属于高耗能工业集中区域，能源消费总量在全国的比重呈逐年小幅上涨态势。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泛起小幅增长，碳排放量随着能源消费量的增长稳定增长，占全国碳排放总量的3%-4%左右。目今，新疆六大高耗能行业能源消耗、碳排放量超全区的50%，GDP仅占全区的20%左右。特别是六大高耗能行业中的煤化工、石油化工、电解铝、电力、钢铁等行业是主要的碳排放来源，是碳排放管控的重点。

但由于近年来大宗新能源项目在新疆上马，目前新疆新能源上网电价显著下降，新能源限电率也不绝攀升。电价方面，凭据2024年新疆部分景物场站的年度中恒久电价结算情况，新疆风电、光伏划分为0.232、0.165元/度左右，别的还需要分摊担负两个细则考核、辅助效劳、电采暖、清算以及偏差考核五大方面的用度支出，其中辅助效劳费是目今新疆新能源电站支出用度的大头。

限电率方面，进入2024年，西北地区实际限电率不绝上升。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、电网结构密切相关。南疆地区由于负荷原因，限电率能抵达50%左右，而乌鲁木齐周边的负荷消纳水平较好，限电可以维持在10%以内，但北疆偏北的阿勒泰、塔城等由于地处电网末端，消纳情况也禁止乐观。

我们剖析，未来新疆仍将以外地消纳（引入高耗能工业）和外送（特高压等）相结合的方法，提升新能源消纳水平。一方面，预计在沙漠沙漠地区建设的大规模、高集中的综合性清洁能源基地将主要通过特高压直流外送。从建设本钱上看，重新疆东部经河西走廊至华中、华东地区阵势平坦，特高压单位距离本钱低于西南地区以及南北走向线路。另一方面，关于单位价值较高的高耗能产品，预计以引入新疆外地生产、产制品外运为主。凭据新疆“十四五”计划，新疆“十四五”期间将着力建设包括高新技术工业、能源化工工业、石油化工和装备制造工业等在内的工业集群，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工业迁移潮，带来新疆外地用电量高速增长。

新疆电力市场生长概况

2.1.电能量市场交易情况

新疆电力市场目前已建立了较为完备的中恒久交易市�。缌ο只跏谐∫惨淹瓿啥嗦帜Ｄ馐栽诵�。

中恒久交易上，目前已形成了包括直接交易、条约交易为主，发电权交易、电采暖交易、新能源替代交易等多种交易品种为辅的新疆电力中恒久市场。2023年，疆内中恒久交易首次实现了按事情日连续开市，中恒久交易真正实现了高频次短周期，满足经营主体灵活的调偏需求。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，新疆中恒久交易将进一步细化交易时段，做好与现货市场衔接准备。将全天按单位小时划分为24个交易时段，中恒久交易凭据24个交易时段组织实施，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分凭据自治区分时电价政策执行。

省间交易总体较为平稳。2023年，新疆电力外送整体泛起量价齐升局面，外送电量和交易电价均有所增长，显示外送消纳水平良好。2023年全年，累计结算外送电量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。

省内交易规模继续扩大，但价格不绝走低。从年度直接交易看，2023年，新疆年度直接交易成交660亿千瓦时，成交均价255.24元/兆瓦时；而2024年，疆内年度直接交易成交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。从月度直接交易看，以2024年3月为例，月度直接交易成交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交易情况看，风电、光伏交易电量在年度直接交易和月度直接交易中均大幅上升，且交易电价均已下滑至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

目前新疆电力中恒久交易实施分时电价政策，将全天按单位小时划分为24个交易时段，中恒久交易凭据24个交易时段组织实施，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分凭据自治区分时电价政策执行。峰谷浮动比例在平段电价基础上，上下浮动幅度为75%。设置深谷电价，5、6、7、8月份14:00—16:00由低谷时段调解为深谷时段，深谷时段电价在平段电价基础上下浮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

尽管推动更高比例的新能源加入电力市场是全国统一趋势，但在市场化转型历程中，大部分地区照旧对优先发电小时数以外的部分电量，通过政府授权合约机制或价格补贴机制，给与新能源项目一定支持。新疆2022年出台了《完善我区新能源价格机制的计划》，明确新能源目标上网电价0.262元/千瓦时，对新建项目疆内实际交易电价低于市场均价(按年度直接交易均价，下同)，凭据市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，实质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

尽管不在第一批试点省份之列，但新疆电力现货市场推进并未落后。新疆已于2023年5月、7月、8月组织开展了三轮现货模拟试运行，2023年12月组织了首次结算试运行（不执行）；2024年一季度组织了两次模拟试运行，预计2024年底新疆电力现货市场有望实现正式运行。

现阶段，新疆电力现货市场包括日前市场和实时市场。日前市场集中优化出清，形成日前出清结果。实时市场沿用市场主体日前申报信息，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以社会福利最大为目标，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果。实时市场以15分钟为间隔转动出清未来15分钟至2小时的价格和着力曲线。疆内中恒久合约作为结算依据治理市场危害，市场主体的中恒久交易曲线结果及剖析曲线均不作为调理执行依据，中恒久曲线最终确定在现货市场试运行日的日前市场开市前完成。

市场主体方面，公用火电企业、新能源企业以“报量报价”方法加入现货市场。用户侧的售电公司、批发用户、署理购电用户以“报量不报价”方法加入现货市场。兵团、增量配电网等区域用户凭据现货市场建设情况逐步加入现货市场。切合准入条件的新型独立储能自主申报充、放电曲线作为价格接受者加入现货市场。

市场衔接方面，省间中恒久交易形成的省间联络线交易曲线物理执行，作为疆内现货市场交易的界限条件。省间交易卖出成交结果作为送端关口负荷增量，买入成交结果作为受端关口电源加入省内出清。

新疆新能源项目投资战略

3.1.新疆典范光伏项目投资电价和收益测算

尽管目前新能源市场化交易电量实质上仍然会获得目标上网电价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绝推进，无论是新建照旧存量的平价新能源项目，上网电价都一定逐步与未来现货市场价格接轨。

因此，在新疆新能源项目的经济性测算中，应接纳切合新能源全面市场化条件的上网电价，从而越发合理地评估新能源项目的可行性。目前新疆电力现货市场仍处于模拟试运行阶段，尚无果真可查的节点边际电价情况。

新疆电力市场中恒久交易已接纳分时电价机制，基本能够体现现货市场实施后的总体价格趋势。因此，可凭据新能源各月内的典范日内着力曲线、日内分时电价变革趋势、新能源各月度着力曲线，以及新疆分时电价执行情况，推测未来新能源项目平均上网电价。

凭据2024年8月新疆最新一次月内条约交易模拟测试交易规则，电价申报限额为：平段申报电价规模为250*（1±20%）元/兆瓦时（即200-300元/兆瓦时）；岑岭时段申报电价规模为250*（1±20%）*（1+75%）元/兆瓦时（即最高525元/兆瓦时）；低谷时段申报电价规模为250*（1±20%）*（1-75%）元/兆瓦时（即最低50元/兆瓦时）；深谷时段申报电价规模为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，可开端预测新能源在现货市场差别时段下的交易电价。各时段新能源上网电价的假设为：

平段时段价格为申报区间平均价格250元/兆瓦时；

岑岭时段取申报价格上限，即525元/兆瓦时；

低谷时段取申报价格下限，即50元/兆瓦时；

深谷时段取申报价格下限，即20元/兆瓦时。

新疆光伏项目各月典范日内各时段电量占比曲线如图所示。新疆地区考虑北京时间8:00前和23:00后无着力。

凭据各月典范日内分时电价，和各月典范日光伏着力曲线，可获得各月的典范日平均电价。再凭据季节天气变革因素，考虑年内各月电量占比，可盘算获得考虑了分时电价因素的新能源上网价格为164.95元/兆瓦时（表7）。

如前文表7所展示，2024年新疆电力市场中恒久交易结果中，光伏年度交易价格已达199.28元/兆瓦时，月度交易价格抵达了171.45元/兆瓦时，已十分接近164.95元/兆瓦时的预测值，说明该预测具备合理性。别的，凭据调研了解到的2024年新疆部分景物场站的年度中恒久电价结算情况，从综合结算电价来看，新疆光伏项目已抵达0.165元/度左右。

凭据目前新疆光伏项目的造价盘算，当平均电价为0.16495元/kWh时，项目投资税前财务内部收益率仅为1%左右，远远低于项目投资的须要收益水平。

3.2.新疆新能源投资战略剖析

从上述剖析可以看出，关于近两年新并网的平价光伏项目，全电量加入电力市场化交易，平均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，且未来有进一步下行的趋势。虽然目前存量平价项目仍将市场化结算与0.262元的偏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十分有可能全电量（部分电量）按交易价结算。纵然关于存量含补贴项目，在新疆光伏装机倍增，且外地消纳能力和出疆通道无相应明显增加的情况下，全疆含补贴项目发电小时数也会连续下降，且补贴拖欠情况严重，未进入合规目录的项目未来保存无法收到补贴的危害。配建储能虽然一定水平上能够改善新能源的着力，有助于未来的经营，但在新疆尚无电力现货市场的情况下，短期内关于收益不乐观。储能能够发挥的作用与其容量相关，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。

虽然，新能源项目的收益率与投资和收入端均相关，在收益端倒运因素较多的情况下，投资端的本钱也在不绝下降，因此光伏的投资决接应对收益的边际变革坚持关注。重新能源投资看，风电在收益端收到电价下行压力更�。啾裙夥钅炕竦玫耐蹲嗜说墓刈⒏�。其次是关注配建在跨省通道四周，发电量可高比例外送的新能源项目。

宏观角度看，新能源电价下行从全社会角度看能够向下游用户释放红利，但也客观上抑制了新能源投资的积极性，延缓了新能源装机规模的提升。电力市场革新需要权衡下游用户电价蒙受能力、电网宁静、新能源投资激励以及消纳等各方面因素，市场生长初期纷歧定能兼顾周全，但以电力市场增进新能源大规模生长和电力系统厘革的大趋势不会再改变，所以我们也可以期待未来可能有政府政策或电力市场规则的调解来平衡上游投资激励和市场化价格信号。

*本文来源新疆广播电视台

*本文不代表我集团之投资建议

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