1  新政内容解析

本次新政结合11月16日，国网山东电力公司会同山东电力交易中心印发的《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，对2023年1月起山东省峰谷电价和时段进行了调整。通过对2023年电价进行模拟，普华永道发现在峰谷电价方面，谷峰系数幅度波动提升，日内峰谷价差拉大。2022年山东省规定的浮动系数范围为50%~180%，2023年政策将这一范围扩大到10%~200%，使日内价格波动从0.408~1.103元/千瓦时提升到0.256~1.153元/千瓦时，全年日间最大价差提升0.20元/千瓦时。

山东新政前后电价模拟对比

（以两部制35-110kv用户为例）

数据来源：公开信息整理，普华永道分析

关键假设：2023年代理电价维持在2022年12月水平；深谷时段价差指2023年深谷时段价格与2022年谷时段对比

在峰谷时段方面，扩大日间谷时段，设置深谷，全天仅留一峰。山东对峰平谷时段做出了重新的规定。2022年，山东在9-11时和15-22时设置了峰时，11-12时与14-15时设置了平时，在12-14时设置谷时；在春秋季不设置尖峰。在2023年改革后，山东在17时前将不再设置峰时段，日内不再具备两峰条件；10-15时被调整为日间谷时段，其中11-14时被设置为深谷时段；18-20时设置尖峰时段。

 2  新政对新能源投资的影响

本次电价计量方式的调整，主要聚焦在工商业电价以及其峰谷时段，因此将重点对用户侧的分布式光伏、储能的投资产生直接影响。假设在外部条件没有其他变化的情况下，仅山东新政对电价和峰谷时段的调整，模拟分析对分布式光伏、储能以及分布式光伏+储能的项目经济性，研究新政对于新能源投资的经济性影响。

◎ 分布式光伏

对于新建的自发自用项目，由于盈利空间被压缩，光伏开发商或投资者为保障自身的收益率要求，向业主提供的自发自用电价折扣可能将有所上浮，或采用固定电价等方式，以保障项目合理的收益率水平，在经过短期冲击后，由于光伏度电成本仍将进一步下降，释放的红利将由开发商或投资者享有，而不再是通过提供更大幅度的电价折扣由业主享有，分布式光伏项目的收益率预计会重新回归合理水平。而对于成熟的自发自用项目，光伏投资者可能会根据EMC合同的相关约定与业主重新协商电价折扣，以减少电价波动带来的短期冲击，维护双方长期的供用电关系。

◎ 储能

◎ 分布式光伏+储能

在新政的影响下，在光伏+储能的商业模式中，对于深谷时段光伏所发出的高电量，通过储能设施加以储存，待峰时时段上网或许是目前改善盈利空间的最优解。然而，具体投资收益的变化，需要匹配用能企业实际用电负荷曲线综合考虑。

为了探寻其他省份是否会跟进，制定相类似的政策以及对新能源行业中短期的发展影响，有必要结合本次变革所涉及的山东、河北两省在新能源背景情况，总结共性特点并展开进一步的论证。通过对比分析，普华永道发现两省存在两方面共性特征：

风光装机量高，弃风弃光率较高。在中国大陆中东部地区，北方省份的风光资源更为丰富，风光装机量较大。截至2021年底，河北、山东累计风电、光伏装机量占本省总装机比重达49.4%、30.5%，在中东部地区分列第一、第二位。由于河北、山东等省份的风光装机量高，电力系统净负荷（总负荷-新能源出力）波动加剧，弃风弃光率也普遍高于中东部地区的其他省份，电网系统面临保障新能源消纳的系统压力。

除风光外，电源结构相对单一，且接纳外送电量较高，灵活性调节能力有限。与火电、水电及核电等灵活性电源不同，风光电源是“不可调度的”。为实现新能源消纳，灵活性电源需追踪净负荷曲线发电（总负荷-新能源出力）。若灵活性电源能够按照净负荷曲线发电，则实现了电力系统的实时平衡，同时实现了新能源消纳；若由于净负荷曲线波动过大，灵活性电源无法按照曲线出力，则可能会出现缺电和弃风弃光现象，需要使用分时价格机制调整用户负荷或增加储能等调峰资源。由于资源条件限制，山东等地的水电装机量占比仅~1%，新能源发电占比提高后，系统电力供应不确定性增大，依靠现有火电的调节能力难以满足系统安全运行的灵活性要求。尤其在冬季采暖季，压低火电出力会降低系统效率，也给电网调峰带来很大困难。另外，山东等地接纳外送电量占比较高，随着特高压直流通道陆续建立，以及输送的风光等新能源电量上升，进一步增大了省内电网平衡的调节压力。

结合以上两点重要特征信息，普华永道对其他省份跟进的可能性、新能源行业发展趋势总结出以下三点遐想：

 1  中短期内其他省份政策跟进可能性相对较小，尤其对光伏渗透率较低，具备水电等灵活调峰能力的地区。

山东新能源装机占比高，在中东部地区处于领先地位。当前所遇到的省内电网平衡承压，一定程度上是需要全国电力市场机制同步调整方能系统性解决；而中东部其他省份，尤其是南方省份，新能源装机占比仍较低，灵活性调节能力足以应对省内的可再生能源带来的电网平衡压力。因此，当前山东出台的分时电价政策，在某种程度上，仅仅放慢了省内新能源装机的步伐，短期平抑了新能源装机的高增长，尚未从体制机制角度系统解决电网平衡的本质问题。因此，普华永道认为当前的政策只是临时的，目的是在短期内平抑光伏新增装机。

随着光伏渗透率的提高，光伏出力改变了区域净负荷的峰平谷状况，河北、山东直接将光伏出力集中的峰时调整为谷时甚至深谷时，政策制定的目的在于运用价格机制引导用户在谷时增加负荷，改善净负荷曲线的波动，提高了系统对光伏的消纳能力，利于缓解光伏较高渗透率下新增装机的消纳瓶颈。因此，对于光伏渗透率较低，或周边水电、核电等灵活性电源更为丰富的地区（如广东等地区），此类地区当前并无依赖外部手段改良净负荷曲线波动性的需求。因此，从中短期看，并不具备出台类似政策的压力。部分省市更出台了利好新能源投资的政策，比如在2022年12月16日，上海市发改委出台的2023年分时电价机制，主要是进一步拉大了峰谷电价差，在光伏白天出力时段（非夏季），仍将上午8：00-11：00设置为峰时，将11：00-18：00设置为平时，并将夏季8：00-15：00全部设置为峰时，整体是提升了分布式光伏的收益性。

 2  储能，搭配新能源装机或将开启螺旋上升的增长通道。

新能源渗透率高的地区，火电开始成为“稀缺”的灵活性资源，电网系统对光伏更高渗透率的制约瓶颈即将到来。而单向依靠其他灵活性电源满足系统灵活性需求，保障高比例新能源的全额消纳，会造成系统整体效益的下降，同时也不符合新型电力系统的发展要求。以山东政策为例，在现有调峰手段无法满足新能源全额消纳要求时，按照优先顺序组织新能源场站参与电网调峰，这意味着，新能源电力开始与其他电源平等的参与电网调峰，可能增加全额消纳的不确定性。在大规模普及储能设施之前，新能源配储或更具备实践推广的基础，2022年以来，山东、浙江、江苏、河北等地陆续发布分布式光伏配储的鼓励政策，装机容量比例最低要求一般在10%-15%。分布式光伏配储不仅有效提升电源柔性，减少对配电网的冲击，还可以在参与电网调峰的同时，提升光储项目协同的经济性。此外，山东省也是全国首个允许独立储能电站参与电力现货市场的省份。独立储能可以独立主体身份参与电网调度，从长期看，随着电力市场逐步完善，独立储能可以与多个电力市场挂钩，从而叠加实现多市场联合出清机制，进而实现独立储能的多重收益，从而提升储能项目整体收益水平及收益稳定性。

 3  光伏收益预期的变化或将激发并推动产业链持续降本，进而改善投资预期。

新政短期内会抑制山东、河北地区的工商分布式光伏装机增长，为工商分布式光伏市场带来一定程度上的降温，但对于全额上网模式影响很小。由于山东、河北是我国的分布式光伏装机大省，新增装机量的下降可能会对中上游的供需关系带来冲击，甚至引发光伏单瓦投资重新转入下降通道，投资成本的下降又会反过来刺激下游装机，从而进一步提升光伏度电成本的竞争力，推动光伏在较高渗透率下持续新增。

通过上文的分析，普华永道认为在中短期内其他省份跟进的可能性相对较小，然而展望长期，预计2030年，全国风电、光伏发电累计装机占比分别达21%、27%，届时全国大部分地区都将面临电网平衡调节的巨大压力，将光伏出力集中的峰时进行调整符合发展趋势，尤其在缺乏其他调节机制的情况下，通过政策干预进而改善净负荷曲线波动性的可能性势必持续上升。

 1  德国政策实践经验

具备高波动性可再生能源，在能源结构中的较高比重势必给德国电力系统带来了巨大的挑战，尤其是接入配电网的分布式可再生能源。德国结合分布式能源发展的实际情况，特别是规模增大后带来的新问题，多次修订可再生能源法案，突出了机制和措施创新，从政策护航过渡到回归市场，电网运营商也学会了如何应对能源结构中比重不断提高的可再生能源。德国的可再生能源装机能够在高比重的情况下不断增长，电力供应、输配和负荷端的持续平衡，主要原因包括两个方面：

2018年以来，德国光伏度电成本已经低于气电，开始进入平价时代，而气电或煤电往往作为边际出清机组决定了批发市场的成交电价，从而使得德国可以持续保持较高的用电价格。对于中大型分布式、集中式电站，德国实行的是建设拍卖制度，单位电价出价低者可获得以对应价格签署的周期长达20年的长期购电协议。基于拍卖运行机制，运营者在建设之初就锁定长期稳定电价，不再承担电价波动风险，新能源投资者对收益的预期相对稳定，使得投资落地意愿得到有效提升。

另一方面，德国已经建立起围绕新能源长期发展的负荷平衡机制与市场化规则，保障新能源稳定运营、持续增长。

跨国电网区域互联：德国可再生能源加快发展也得益于邻国电网分担相关压力。德国电网与周边邻国电网同属于欧洲大陆同步电网，通过30多条跨国输电通道与邻国电网互联。这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国电力系统运行。在德国风电、光伏等新能源发电出力大发，与常规电源发电出力超过德国用电负荷时，这些跨国输电线路可以将德国自己无法消纳的多余电力出口到邻国。在德国新能源发电受天气等因素影响出力较小，加上常规电源出力还尚不能满足德国用电需求时，这些跨国输电线路又可以将邻国电力输送给德国。

独立聚合商和虚拟电厂等需求侧响应机制：目前德国电力系统的可用灵活性足以确保系统稳定，但从中长期来看，随着核电和煤电逐步淘汰，灵活性传统电源容量将不断降低，维护系统稳定将面临更多挑战。而需求侧管理措施包括不同方式的用电负荷管理，用以回应外部电力市场的价格信号。根据欧盟2019年颁布的指令，独立聚合商无需其他市场参与者的同意即可进入市场，产消者和供应商通过平台提供灵活性，而聚合商或运营商则可以出售产销者的需求响应，通过这种方式，各方参与者可以相应地调整自身运营，并对电网稳定产生积极的影响。虚拟电厂可以将电网中分散的电源、负荷、储能资源，如光伏或风电设施、户用储能、电动车、充电桩、工业设备等整合起来，作为一个虚拟电厂参与电网调度。在德国，虚拟电厂模式已经实现商业化运营，但整体仍处于相对早期探索和试点的阶段，但未来的灵活性潜力巨大，有待挖掘。

 2  其他国家典型的电力市场化实践机制

除德国以外，其他发达国家电力系统亦存在不同的市场化机制，探索如何维护高新能源装机经济性与电网平稳运营的平衡。其中具有代表性的机制有绿色权益、电力容量市场化交易与中长期或现货电力交易市场。

美国配额制与自愿制并行，绿色权益提升项目经济性：为实现绿电的环境价值，保障绿电消纳，美国设立了强制绿电市场与自愿绿电市场，分别服务于有新能源消纳配额要求的售电公司与追求ESG可持续发展的企业。2020年两个市场的消纳量分别占新能源发电量的30%与35%，因此绿色权益市场是绿电消纳的重要渠道。强制绿电市场产生的背景是美国各州政府的售电公司最低绿电销售比例要求；而自愿绿电市场的销售模式多样，主流采用绿证与长期采购协议。美国建立完善的绿电交易市场机制，一方面利用行政强制与鼓励企业自愿采购两种方式促进消纳，直接维护新能源运营商的经济利益；另一方面通过绿证交易，帮助绿电发电商实现绿色电力环境价值变现，在与传统能源直接市场化竞争中仍能保持一定优势。

容量市场优化灵活性调节资源配置，提升电网新能源消纳能力：伴随着新能源机组不断挤压传统能源的趋势，各国灵活性调节资源都承受着低收益甚至亏损的压力，严重影响电网平衡能力。英美部分电力市场采用容量市场机制解决这一问题。容量市场机制是将发电容量视作额外的电力商品，使政府通过拍卖的方式用市场化的价格采购未来预期需要的容量。因此，相较于容量补贴机制，容量市场能够更好发现容量的真实价格，引导市场自发提升灵活性调节资源配置水平至理想水平，最终提升电网消纳新能源的能力。

电力市场化交易机制带来了精确价格信号，短时激励各方维护电网平衡，长效改善新能源投资决策。作为电力交易的基础性设施，欧美成熟的电力交易市场通过反应短期与中长期供求关系，为电力市场参与者决策提供了明确的信号。在短期决策方面，电力交易市场的价格信号刺激灵活性调节资源实时决策电力输出功率，进而稳定电网，提升新能源消纳能力；在长期决策方面，尽管新能源项目普遍采用长期电力合约（PPA）规避直接参与现货市场的运营风险，但市场化的电力价格仍影响拍卖或协商形式的PPA的成交价格。因此在市场化环境下，投资人能利用供需预测和价格信息把握投资决策。

相较于欧美而言，我国电力交易市场运营时间较短，市场化改革程度仍有很大空间。自20世纪90年代开始，德国等发达经济体逐步放松电力交易管制，至今已有十余年的市场化运营经验。早在2018年，德国近一半输送的电力通过市场交易达成。欧美成熟电力交易市场的经验阐述了，通过市场充分发现绿电价值，并基于中长期供电协议与绿色权益等具体机制传导，可再生能源即使在市场化条件下仍会保持一定竞争力。但相较于欧美而言，我国电力市场因跨省交易计划性属性较高、中长期交易受发电资源物理属性制约等原因，要实现实时、高效地向新能源投资者、灵活性调节资源、电力消纳方等市场参与者传递供需关系与价格信号难度较高。伴随着国家统一电力市场的建设，电力的能量属性和绿色属性价值被充分体现，清晰的价格信号将会有利于电网稳定与新能源项目的持续增长。

通过覆盖多年的长期电力合约可有效降低投资风险的波动性。

从全球实践看，随着新能源的规模扩大和成本下降，新能源电源的边际成本明显低于火电等其他电源，在市场化交易过程中会率先出清，替代高边际成本的机组。而通过多年电力合约机制，可以有效确保长时间尺度下的价格的确定性，降低短期市场对新能源项目收益的扰动影响，并与客户实现更加深度的合作。同时，长期合约机制需要与短期市场做好衔接，并建立健全相关机制，以确保多年合约的履约水平。

更加市场化的跨省区电力交易市场是提高新能源接入、改善区域净负荷波动的关键支撑。

在全球许多国家或地区，跨区电力交易市场是提高新能源接入的关键支撑。截至2020年，欧盟约20%的电力来自风电和太阳能发电，远高于全球约9%的平均水平。由于我国东西部地区可再生电力与用户负荷的不匹配，跨省区电力流动已成为连接资源与负荷的必选项。同时，跨省区的电力流动可以更好地叠加可再生能源出力曲线，并调动更多的灵活性资源，以应对风电、光伏的波动性。而我国目前的省间交易在全国市场化交易中占比非常低，且市场化属性不强。通过进一步完善跨省区电力交易市场，利于更好地促进更高比例的可再生能源接入，保障电网系统的实时平衡。

此外，通过建立多样化的机制，比如：建立碳市场、绿证和新能源电力交易市场规范绿色权益市场化交易机制；完善虚拟电厂与需求侧响应等提升新能源消纳，已被海外成熟电力交易市场证明有利于绿电消纳与电力市场平衡，亦对我国电力系统转型有借鉴意义。然而，值得注意的是，新能源适配的新机制和基础设施的建设，离不开社会资本、技术以及电力用户的深度参与，仅仅依赖政府、发电厂商以及电网公司难以构建具备高比例新能源消纳能力的新型电力系统。

未来通过以政府主导的机制完善创新以及“源网荷储”各侧玩家的共同参与，届时以机制引导投资，以投资带动发展，在发展中探索新机制，进而引导投资，步步为营、滚动发展的势能必将推动可再生能源投资持续焕发新的机遇，最终助力实现国家双碳目标。