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会议概要
该会议讨论了新能源市场的发展趋势、政策变动及其对行业的影响，以及投资前景和技术进步。市场关注新能源消纳红线政策的动态，电网作为产业发展的瓶颈具有高确定性。新政策对存量电站不利，但增量资产和制造商将受益。光伏装机需求预期上调，价格可能成为限制因素。电网投资尤其是配电网投资前景确定性高，新能源装机增加给电网带来压力，相关公司值得关注。光伏产业链供给端存在问题，Top上投产后可能有产能退出。去年桃浦钢产能与今年需求相匹配，但旧产能清退需要时间。光伏股价有上涨潜力，排产增加和销量红线放开刺激价格上涨。新能源领域中支架、逆变器及新技术发展备受重视。消纳红线政策复杂，新能源利用率下降，考虑调整以支持装机增长。国家能源局计划取消或优化新能源利用率指标，责任可能下放至地方。中国弃电率统计全面，未来可能向国际市场化靠拢。各省将根据实际情况设定利用率指标，确保项目收益率合理。新能源部署增量预计集中在中东部，特别是风电和分布式光伏。政策对新能源发展起到提振作用，储能行业增量对今年新能源发展积极。在95%红线限制下，今年风控新增消化率可能提升至1.9。按90%红线计算，新能源 装机增量可能略有回落，但预计在15-20吉瓦之间。由于政策调整，今年新能源投资体量有望接近50吉瓦，增长超过10%。明年电力系统利用率每下降1%,
预计新增装机增量可达30吉瓦。今年新增装机量预计至少持平，有望实现 10-15%的增长。电网边界条件变化及政策调整可能对储能发展和户用光伏产生负面影响。某些地方政府的限制性文件可能影响户 用光伏的利润率和接入。尽管面临挑战，配电网投资仍将保持积极态势。2023年储能增量预计至少达到30G瓦，超过去年的23G瓦。去年光伏电站平均发电利用小时数为1220小时，今年可能因季节性因素略有下降。存量新能源光伏电站的经济性可能受到10%-20%的影响，
内部收益率可能由8.5%降至6.86%。今年新增光伏容量预计将在去年基础
上增长10%,中东部分布式光伏成为看点。存量和新增光伏项目的经济性和投资回报率将受到市场和政策变动的影响。2035年左右新型电力系统应基本建成，目前面临较大压力。去年辅助服务成本从500亿上升至600多亿，增长超过10%。放开限制性指标有利于避免短期内大量成本支出。到2025年，每度电成本可能增加1毛到1毛5,新能源渗透率预计达到20%。优化和调整限制性指标对社会成本增加可能是利好。新能源处理同时率一般为
0.3~0.5,临汾市改造对新能源提振作用不大。火电灵魂改造依赖调频调峰辅助服务市场，压力相对较小。需方响应目标接近5%,文件发布后对需方参与新能源市场的压力可能减轻。经济性成为发展趋势， 市场化价格波动使收益测算复杂。国内电力市场化程度不高，新能源参与市场化交易比例
逐年增加，目标达到2030年全面参与。中国电力现货交易量占比约15%-
20%,相比国外市场如美国显著偏低。长期合同在电力市场中起主导作用，有助于稳定价格波动。储能技术被视为关键，有助于适应分时电价和优化电力配置。新能源需在辅助服务上分摊费用，提升调控能力。预计随着市场化交易的增加，新能源利用率指标可能下调，但需考虑电网潜力和边界条件变化。今年光伏和风电总装机量预计达到340吉瓦，比去年增加近50吉瓦。分布式光伏预计将带动大部分增量，尤其是中东部地区。
会议要点
一、新能源电网发展及市场化
1、新能源电网发展趋势及消纳问题分析
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市场动态：市场关注新能源消纳红线政策动态，等待具体执行方案；
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电网瓶颈：电网被视为新能源产业发展的最大瓶颈，具有高确定性；
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政策影响：新政策对存量电站资产不利，但对增量资产和制造商有利；
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产业链分析：光伏产业链供给端问题待解， Top 上投产后或有破产量退出；
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市场匹配：去年桃浦钢产能与今年需求相匹配，但旧产能清退需时；
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价格动态：光伏股价具上涨潜力，排产增加和销量红线放开刺激价格上涨；
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技术与产品：新能源领域中支架、逆变器及新技术发展受到重视；
3、消纳红线政策的制定与影响
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行业矛盾：新能源行业面临产能过剩与消纳不足的矛盾，促使政策调整；
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政策变动：国家能源局计划取消或优化新能源利用率指标，考核责任可能下放至地方；
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国际对比：中国的弃电率统计全面，未来可能向国际市场化做法靠拢；
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市场化趋势：价格波动显示市场化交易增加，消纳方式预计将市场化；
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地方自主：各省将根据实际情况设定利用率指标，确保项目收益率合理；
二、新能源发展目标及政策影响
1、今年新能源发展预期及增量目标
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政策影响：政策对新能源发展具有提振作用，特别是在今年这样困难的一年；
-
消化能力：在95%红线限制下，今年的风控新增消化率可能提升至1.9;
-
装机预期：按90%红线计算，新能源装机增量可能略有回落，但预计在15
-20吉瓦之间；
2、电网边界条件的变化对新增装机的影响
-
利用率下降带动装机增量：明年电力系统利用率每下降1%,预计新增装机增量可达30吉瓦；
-
新增装机量增长预期：今年新增装机量预计至少持平，有望实现10-15%的增长；
-
政策变动影响储能和光伏：电网边界条件变化及政策调整可能对储能发展和户用光伏产生负面影响；
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地方政策限制户用光伏：某些地方政府的限制性文件可能影响户用光伏的利润率和接入；
3、储能政策对新能源消纳和装机发展的影响
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储能市场展望：2023年储能增量预计至少达到30G 瓦，超过去年的23G瓦；
-
光伏发电效率：去年光伏电站平均发电利用小时数为1220小时，今年可能因季节性因素略有下降；
-
经济性影响：存量新能源光伏电站的经济性可能受到10%-20%的影响，内部收益率可能由
8.5%降至6.86%;
-
分布式光伏前景：今年新增光伏容量预计将在去年基础上增长10%,中东部分布式光伏成为看点；
4、放开红线指标对电力系统和光伏电站经济性的影响
-
新型电力系统建设：2035年左右新型电力系统应基本建成，目前面临较大压力；
-
成本压力：去年辅助服务成本从500亿上升至600多亿，增长超过10%;
-
经济影响：放开限制性指标有利于避免短期内大量成本支出；
-
成本预测：到2025年，每度电成本可能增加1毛到1毛5,新能源渗透率预计达到20%;
三、电力市场化交易及新能源消纳率
1、国内电力市场化交易程度与发达国家的差距。
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火电改造：火电灵魂改造依赖调频调峰辅助服务市场，压力相对较小；
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需方响应：需方响应目标接近5%,文件发布后对需方参与新能源市场的压力可能减轻；·市场化趋势；经济性成为发展趋势，市场化价格波动使收益测算复杂；
2、电力现货交易的发展情况及影响因素
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市场现状：中国电力现货交易量占比约15%-20%,相比国外市场如美国显著偏低；
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价格保护：长期合同在电力市场中起主导作用，有助于稳定价格波动；
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技术前景：储能技术被视为关键，有助于适应分时电价和优化电力配置；
-
成本分摊：新能源需在辅助服务上分摊费用，提升调控能力；
3、新能源消纳率调整的影响和未来趋势
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行业趋势：今年光伏和风电总装机量预计达到340吉瓦，比去年增加近50吉瓦；
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分布式光伏：分布式光伏预计将带动大部分增量，尤其是中东部地区；
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集中式电站：三北地区特高压电网建设滞后，集中式电站建设可能与去年持平；
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工商业光伏：工商业光伏发展迅速，预计新增装机量将聚焦在中东部；
四、新能源市场保障及储能重要性 1、能源市场的发展与调整
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市场化机制：通过市场化过渡和宏观政策引导解决能源市场化问题；
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能源特性：能源市场化需考虑其对社会资源和影响的系统工程问题；
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电网投资：电网投资建设依赖输配电价引导，预计未来投资将增加；
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市场责任：市场化后，买卖双方将各自承担波动收益的变化；
2、存量新能源项目的处理方式
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存量问题解决：通过政府授权合同解决新能源存量问题，非刚性执行；
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合同机制：合同允许按原价结算一定电量，超出部分按市场价；
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价格差异：市场环境下可能出现原合约价格与市场价格不一致的情况；
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保障小时数：讨论了政策变动后保障小时数可能减少的问题；
3、新能源市场的保障性合约和市场化发展
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政策趋势：政府授权合同目前类似差价合约，未来30年市场化后将取消保障性收购合同；·市场化转型：未来项目需全面退出保障性收购，实现完全市场化运作；
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储 能 重 要 性 ：为 适 应 市 场 化 ， 项 目 必 须 配 备 储 能 ， 否 则 内 部 投 资 收 益 率 计 算 可 能 不 准 确 ；
4 、 新 能 源 项 目 中 储 能 的 重 要 性 和 影 响
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新能源市场化：新能源项目通过政府授权的差价合约获得合理收益，合同具有法律效力；
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电价与合约比例：正在研究确定合适的电价和政府授权合约的比例，目前尚无统一标准；·地方政府角色：地方政府推动用户与新能源签订政府授权合约，设定价格下限；
五、新能源发展及电网消纳问题
1、新能源发展及电网消纳问题
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政策影响：三北地区新能源政策尚未明确，政府正在实施保障合约；
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价格动态：新能源长协结算价格较甘肃基准价下浮2~3分；
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交易机制：新能源交易采取低价成交原则，与火电价格竞争；
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统计差异：发电企业与电网公司关于弃光率的统计数据存在口径上的差异；
Q&A
