纪要涉及的行业 新能源行业，主要聚焦风电和光伏领域 纪要提到的核心观点和论据 政策解读 - 春节前后连发两个重要政策，分布式管理办法实验节点为4月30日，电价政策时间节点为6月1日，二者是不同政策，针对不同事项[1] - 4月30日前工商业分布式光伏可全网上网，之后只能自发自用、余电上网或全部自用；6兆瓦以上大型项目只能自用或参与项目所在地现货交易[3] - 6月1日前老项目继续执行现有保障性定价政策，部分保障性限量部分市场交易；6月1日后全部入市，入市方式有独立报量报价、聚合商参与报价或被动接受市场价格[3][8] 行业现状 - 2024年风电和光伏装机量高，风电将近79GW，光伏277GW；部分省份风光装机占比超50%，成为主力电源，风光发电量占比也较高，部分省份进入IEA划分的第三及四个阶段，需大量灵活性资源[4] - 2023年新能源（主要是风电和集中式光伏）入市比例达47%，预计2024年超50% 政策影响 - 对项目收益和投资的影响：竞价政策有利于稳定投资，降低市场开发费用，不同企业收益率会明显分化；老项目收益可预期，分布式光伏项目受政策影响最大，可能会有抢装情况，影响装机节奏，但对总装机量影响不大[12][13][14] - 对不同地区项目的影响：西部大型风电光伏项目抢装难度大，装机影响程度较小；东部项目抢装难度大，对项目节奏影响较小；分布式光伏项目受政策影响大且抢装相对容易，可能会使部分下半年并网项目提前[13][14] 机制电量和机制电价 - 机制电量与消纳责任权重挂钩，2024年相对2023年各省消纳责任权重大幅提高，2025年消纳责任权重为预估值，后续会调整[15][16] - 机制电量计算方法为第N年的基础电量等于第N年的消纳责任权重乘以当年的用电量减去上年度的消纳责任权重乘以上年度用电量，年初预估，年底盘点不准确则在下年度调整[16][17] - 以东部山东和浙江为例，可算出机制电量预估值，存量项目和新增项目的机制电量分配不同，用电大省机制电量较多，部分省份因消纳责任权重未增长或用电量不大，机制电量较少[18][19] 定价原则和方式 - 定价原则：保证履约，申报定价不能高于当地煤电基准价或竞价上限，同时设置下限考虑初始投资和成本因素，避免无序竞争[20][21] - 定价方式：以山东为例，按项目发电报价累计到机制电量量时，将所有报价项电价由低到高排序，最高电价即为机制电价，入围机制电量部分执行机制电价，未入围部分执行现货价格或交易电价[22] 差价合约机制 - 作用：在投资回收期内（6 - 8年）给投资者稳定的收益预期，有利于稳定投资[32] - 实现方式：当市场交易均价高于机制定价时，高于部分纳入系统运行费用，通过政府授权的差价合约机制进行补贴，补贴金额根据加权平均价计算，但不能高于当地脱流煤价，补贴费用分摊到全省系统运行费用中[24][25][26] 未来装机预期 - 可根据机制电量和发电档数倒算出享受机制电量的项目规模，但需考虑自发自用直供电和跨省特高压通道送电等因素；不同省份项目享受机制电量的比例不同，会影响可享受机制电量的项目规模[27][28] 储能需求 - 全国多个省份明确了光伏午间时段电价降幅较大，部分省份深谷价格下滑90%，开现货后出现全天负电价情况，为提高项目收益和应对电价波动，安装储能将具有经济性，储能角色会发生转变[29][30] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 鼓励企业跟用户签署长期PPA，部分企业已签署超过15年的固定价格长期PPA，这部分电量不参与政策提到的市场交易；源网荷储项目自发自用部分不参与市场交易规则[35][36] - 分布式光伏项目参与中长期市场准备不足，相关规则预计今年内明确；中长期市场未来会开展分时段限价交易，现货市场比例会增加；储能配置比例一般为10% - 20%，部分省份要求40%，需考虑经济性[39][40][42] - 新项目机制电量定价可一年多次，不同季度价格可能不同；未入围机制电量的项目可滚动到下一年度参与竞争；机制电价对应的电量每年会下降[43][44][47] - 新政后新能源大量入市会使发电上网电价下降，但用户电价因系统运行费等因素不一定下降[48]