2024-11-28-虹知数科-2024新能源参与电力市场挑战与机遇报告_26页_17mb

新能源参与电力市场挑战与机遇总结

核心内容概述

随着电力市场化改革的推进，新能源（如光伏、风电等）正逐步从政府定价机制转向市场定价机制。政策支持和市场机制的完善为新能源参与电力市场提供了重要机遇，同时也带来了诸多挑战，特别是在交易机制、成本分担和预测考核等方面。

主要观点

电力市场改革背景

• 政策推动：国家出台多项政策，如《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）和《关于加快建设全国统一电力市场体系》(发改体改[2022]118号文)，推动电力市场化进程。
• 目标设定：到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。
• 市场机制：电力市场体系从时间、空间和交易品种三个维度构建，强调交易品种的互补性、时间继起性和空间交替性。

新能源入市的意义

• 政策催化剂：政策鼓励新能源入市，推动其从“降价参与交易”向“绿色溢价”转变。
• 市场运行逻辑：新能源参与市场交易有助于提高资源配置效率，实现电力系统的多能互补和灵活运行。

“隔墙售电”试点进展

• 试点启动：2017年“隔墙售电”政策出台，2019年首批试点公布，2021年起政策持续鼓励。
• 江苏案例：江苏电力交易中心在2024年9月启动分布式新能源聚合参与省内绿电市场交易试点，推动分布式光伏、风电等参与市场交易。
• 交易模式：分布式发电企业与电力用户自主协商交易电量和电价，电网企业负责计量和电费收缴。

关键信息

市场化电量比例与趋势

• 2022年新能源市场化交易电量为3465亿千瓦时，占新能源总发电量的38.4%。
• 2023年交易规模升至6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
• 2024年新能源市场化电量继续增长，部分地区如甘肃、新疆光伏中长期交易均价下降超过30%。

电力现货市场特点与影响

• 分时电价：现货市场因负荷和新能源出力波动，形成分时电价，如山东午间出现负电价。
• 价格形态：山西和山东现货价格呈现“早晚双峰、中午低谷”形态，广东则因新能源渗透率较低，价格形态有所不同。
• 交易频次高：山东电力市场在一个小时内需进行22次交易，交易方式多样，技术难度增加。

新能源收益模式变化

• 收益构成：新能源收益由电能量价格、绿色溢价和系统消纳成本构成。
• 灵活性提升：跟踪支架等技术的应用，提升了光伏电站在关键时段的发电收益，有助于应对现货市场价格波动。

预测考核机制

• 中期预测：每日两次预测需提交，月度上报率需达100%，准确率不低于70%，否则扣罚上网电量。
• 日前预测：允许偏差为实际发电出力的20%，考核电量为偏差电量的2%。
• 超短期预测：每15分钟提交未来4小时预测数据，准确率考核标准严格。

挑战与机遇

挑战

• 成本分担问题：电网投资按最大负荷设计，新能源入市后，用户减少网购电量，但电网投资未减少，可能引发输配电价上涨。
• 机制不成熟：分布式能源交易主体多，交易机制复杂，各地区政策差异较大。
• 预测考核精细化：现货市场考核精细到分钟级别，新能源场站需提高预测准确率，降低偏差考核风险。

机遇

• 提升投资价值：分布式光伏发电量不再绑定一个用户，可实现多元化交易，提升项目经济性。
• 绿色溢价机制：新能源通过绿色溢价抵消系统消纳成本，实现可持续收益。
• 数字智能化转型：电力市场向数字智能化升级，有助于提高决策效率和市场运行水平。

结论

新能源全面参与电力市场是电力体制改革的重要方向，其带来的挑战需要通过完善市场机制、提高预测准确性和优化交易策略加以应对。同时，新能源入市也提供了提升投资价值和实现绿色溢价的机遇，推动电力系统向更加灵活、高效和可持续的方向发展。