电价机制日趋复杂，价值评估迈向多维—2022年我国电价政策综述
绿电交易使新能源环境价值得以体现，新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制将推动用户主动消纳绿色电力。我国新能源发电中长期交易（绿电交易）机制已经逐步建立，从各地绿电交易结果来看，新能源发电较当地燃煤发电基准价增加环境溢价约3-10分/千瓦时，新能源的绿色环境价值得以体现。《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》明确绿证为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，后续将利用我国建立的全国统一的绿证体系，促进有双控指标压力的省份进行新能源建设或绿证交易。
电力现货市场建设加快，未来增长空间较大。国家能源局发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，推动扩大电力市场参与主体和现货市场参与结算范围，鼓励各地探索建立容量补偿机制，健全辅助服务市场，同时推进与现货市场相结合等。目前，山东、山西、广东、甘肃四个省份电力现货市场建设较快，均已开启电力现货市场连续试运行和结算。从开展电力现货省份来看，目前现货交易电量占比在10%以内，未来增长空间还较大。
电力辅助服务市场将持续扩容。我国电力辅助服务市场补偿费用占用户电费比重仅1.5%，相较海外成熟电力市场偏低，未来我国将持续扩大电力辅助服务市场交易品种和补偿力度，能够为电力系统提供辅助服务的火电机组、储能、可调控负荷等将明显受益。
部分省份试水容量电价，火电将显著获益。山东、四川、云南、西北区域先后出台容量电价机制，容量电价机制的建立，火电、新能源、储能、甚至可调负荷等都将从中受益，其中火电受益最多，有利于火电机组向调节性电源转变，服务新能源消纳。以山东和云南为例，火电机组容量电价补偿折算至电量电价，则山东和云南火电机组电量电价上涨20%和12%。火电占比较低的省份对容量电价的需求较为迫切，四川地区仅出台燃气调峰电站容量电价还不足以激励电源投资，贵州也需跟进，新能源装机占比较高的青海等三北地区也亟需出台容量电价机制。
分时电价进一步完善，光伏渗透率较高省份工商业分布式光伏价值迎来重估，用户侧储能将明显受益。各地均进一步拉大峰谷电价差，对用户侧储能将产生积极影响。同时随着各地新能源的发展，导致不同时段电力供需形式产生变化，体现在分时电价方面，新能源渗透率较高省份，分时电价的调整还表现为重新划分峰谷时段，中午光伏大发时段电价降低。中午时段分时电价的下降，对工商业分布式光伏电站的经济性有较大的不利影响，目前，山东、河北、蒙西、甘肃、浙江等地中午分时电价已调整为低谷电，我们预计光伏渗透率相对较高的安徽、河南、青海等地也将跟进该政策，河北中午时段分时电价也不排除进一步降低的可能。
建议关注绿电和电力绿证、火电灵活性改造和储能业务机会。建议关注电力现货市场下电价波动为电站收益带来的不确定性影响，以及光伏渗透率相对较高的山东、河北、浙江、安徽、河南等地工商业分布式光伏相关风险。
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