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%。

根据新疆地区风电、太阳能发展规划，预计到2025年，全疆风电总装机超过6400万千瓦；太阳能发电总装机超过7600万千瓦，风电、光伏等新能源装机将达到总装机容量的约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。分产业看，第二产业仍是新疆主要用电产业。其中第一产业用电量78亿千瓦时，第二产业用电量3084亿千瓦时；第三产业用电量452亿千瓦时；城乡居民用电206亿千瓦时。分区域看，北疆地区经济发展水平较高，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，达到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方向之一。新疆地区能源资源富裕，且本地负荷水平较低，外送是电力重要消纳方式，也是新疆保障国家能源安全、“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。

疆电外送能力达到2500万千瓦，外送范围覆盖重庆、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”的主网架格局。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，近年来新疆持续完善核心骨干网架，基本实现了750千伏电网全疆全覆盖。已建成750千伏变电站25座，变电容量7300多万千伏安，750千伏输电线路达到8700多千米，主网架贯通天山南北，220千伏及以下电网覆盖全疆各地市，重点城市形成220千伏环网结构，全部工业园区实现110千伏及以上电压等级供电，形成了以乌昌都市圈为中心、供电范围覆盖全疆各地区的全国最大省级电网，电网资源配置能力、供电保障能力、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，受端地区电力需求充足，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充足的消纳保障。吉泉直流起于新疆昌吉，止于安徽宣城古泉，是目前世界上电压等级最高、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%。消纳方向上，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、安徽用电缺口持续存在，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保障。但同时也应看到外送项目消纳同样存在波动风险。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年有可能会达到20-30%。

省内新能源消纳方面面临更大困难。需求上，新疆仍属于高耗能产业集中区域，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呈现小幅增长，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。当前，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。

但由于近年来大量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，新能源限电率也不断攀升。电价方面，根据2024年新疆部分风光场站的年度中长期电价结算情况，新疆风电、光伏分别为0.232、0.165元/度左右，此外还需要分摊承担两个细则考核、辅助服务、电采暖、清算以及偏差考核五大方面的费用支出，其中辅助服务费是当前新疆新能源电站支出费用的大头。

限电率方面，进入2024年，西北地区实际限电率不断上升。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，限电率能达到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，消纳情况也不容乐观。

我们分析，未来新疆仍将以本地消纳（引入高耗能产业）和外送（特高压等）相结合的方式，提升新能源消纳水平。一方面，预计在沙漠戈壁地区建设的大规模、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。从建设成本上看，从新疆东部经河西走廊至华中、华东地区地势平坦，特高压单位距离成本低于西南地区以及南北走向线路。另一方面，对于单位价值较高的高耗能产品，预计以引入新疆本地生产、产成品外运为主。根据新疆“十四五”规划，新疆“十四五”期间将着力建设包括高新技术产业、能源化工产业、石油化工和装备制造产业等在内的产业集群，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产业迁移潮，带来新疆本地用电量高速增长。

2.新疆电力市场发展概况

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长期交易市场，电力现货市场也已完成多轮模拟试运行。

中长期交易上，目前已形成了包括直接交易、合同交易为主，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长期市场。2023年，疆内中长期交易首次实现了按工作日连续开市，中长期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，新疆中长期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，中长期交易按照24个交易时段组织实施，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分按照自治区分时电价政策执行。

省间交易总体较为平稳。2023年，新疆电力外送整体呈现量价齐升局面，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，但价格不断走低。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

目前新疆电力中长期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，中长期交易按照24个交易时段组织实施，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分按照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由低谷时段调整为深谷时段，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参与电力市场是全国统一趋势，但在市场化转型过程中，大部分地区还是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方案》，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)，按照市场均价与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分钟为间隔滚动出清未来15分钟至2小时的价格和出力曲线。疆内中长期合约作为结算依据管理市场风险，市场主体的中长期交易曲线结果及分解曲线均不作为调度执行依据，中长期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”方式参与现货市场。用户侧的售电公司、批发用户、代理购电用户以“报量不报价”方式参与现货市场。兵团、增量配电网等区域用户根据现货市场建设情况逐步参与现货市场。符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参与现货市场。

市场衔接方面，省间中长期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边界条件。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参与省内出清。

3.新疆新能源项目投资策略

3.1.新疆典型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断推进，无论是新建还是存量的平价新能源项目，上网电价都必然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，应采用符合新能源全面市场化条件的上网电价，从而更加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，尚无公开可查的节点边际电价情况。

新疆电力市场中长期交易已采用分时电价机制，基本能够体现现货市场实施后的总体价格趋势。因此，可根据新能源各月内的典型日内出力曲线、日内分时电价变化趋势、新能源各月度出力曲线，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。

根据2024年8月新疆最新一次月内合同交易模拟测试交易规则，电价申报限额为：平段申报电价范围为250*（120%）元/兆瓦时（即200-300元/兆瓦时）；高峰时段申报电价范围为250*（120%）*（1+75%）元/兆瓦时（即最高525元/兆瓦时）；低谷时段申报电价范围为250*（120%）*（1-75%）元/兆瓦时（即最低50元/兆瓦时）；深谷时段申报电价范围为250*（120%）*（1-90%）元/兆瓦时（即最低20元/兆瓦时）。

根据分时电价申报限额情况，可初步预测新能源在现货市场不同时段下的交易电价。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；

高峰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型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后无出力。

根据各月典型日内分时电价，和各月典型日光伏出力曲线，可得到各月的典型日平均电价。再根据季节天气变化因素，考虑年内各月电量占比，可计算得到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年新疆电力市场中长期交易结果中，光伏年度交易价格已达199.28元/兆瓦时，月度交易价格达到了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。此外，根据调研了解到的2024年新疆部分风光场站的年度中长期电价结算情况，从综合结算电价来看，新疆光伏项目已达到0.165元/度左右。

根据目前新疆光伏项目的造价计算，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必要收益水平。

从上述分析可以看出，对于近两年新并网的平价光伏项目，全电量参与电力市场化交易，平均结算电价将远低于标杆电价（0.262元/千瓦时），相较2023年几乎腰斩，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。即使对于存量含补贴项目，在新疆光伏装机倍增，且本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持续下降，且补贴拖欠情况严重，未进入合规目录的项目未来存在无法收到补贴的风险。配建储能虽然一定程度上能够改善新能源的出力，有助于未来的经营，但在新疆尚无电力现货市场的情况下，短期内对于收益不乐观。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。

当然，新能源项目的收益率与投资和收入端均相关，在收益端不利因素较多的情况下，投资端的成本也在不断下降，因此光伏的投资决策应对收益的边际变化保持关注。从新能源投资看，风电在收益端收到电价下行压力更小，相比光伏项目得到的投资人的关注更多。其次是关注配建在跨省通道附近，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。电力市场改革需要权衡下游用户电价承受能力、电网安全、新能源投资激励以及消纳等各方面因素，市场发展初期不一定能兼顾周全，但以电力市场促进新能源大规模发展和电力系统变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整来平衡上游投资激励和市场化价格信号。