2024新能源参与电力市场挑战与机遇报告-虹知数科_26页_17mb

新能源参与电力市场挑战与机遇总结

核心内容

本文围绕2024年新能源参与电力市场的情况，分析了政策与规则、市场化价格机制、挑战与机遇等方面的内容。文章指出，随着电力市场化改革的推进，新能源发电企业正逐步从“保量保价”转向“绿色溢价”，以适应新型电力系统的发展需求。

主要观点

电力市场化改革背景

• 电力市场改革遵循“管住中间、放开两头”的原则，即放开电源侧和负荷侧的电价和发用电计划，同时确保电网侧的输配电服务价格稳定。
• 2015年中发〔2015〕9号文明确了电力市场化改革的总体方向，2023年发改价格〔2023〕526号文进一步明确了电网企业的定位，使其专注于输配电“通道服务”。
• 2030年目标是建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易。

新型电力系统发展趋势

• 电力系统从“源网荷”向“源网荷储”转变，强调储能和灵活调节能力。
• 调控运行模式由“源随荷动”向“源网荷储多元智能互动”转变，提升系统的灵活性和响应能力。

“隔墙售电”试点进展

• 2017年国家发改委和能源局首次提出“隔墙售电”试点，2019年公布首批试点项目，2021年至今政策持续鼓励。
• 江苏省率先出台地方交易规则，并于2024年9月启动分布式新能源聚合参与绿电市场交易试点，推动新能源入市。

关键信息

市场化电量增长

• 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，同比增长97.5%，占新能源总发电量的47.3%。

电价机制变化

• 新能源收益由“电能量价格+绿色溢价-系统消纳成本”构成。
• 在现货市场中，新能源收益与发电质量密切相关，需关注不同时段的发电情况。

电力现货市场特点

• 电力现货市场形成分时电价，价格波动大，且需考虑新能源出力与负荷需求的匹配。
• 山东省现货市场中，光伏和风电在午间出现负电价现象，表明新能源出力与负荷需求不匹配。

新能源参与市场的影响

• 新能源渗透率提升会增加系统成本，但通过灵活调度和优化交易策略，可提升资产价值。
• 电力现货市场对新能源场站的考核精细化，涉及发电量预测和偏差管理，需提高预测准确率和控制能力。

挑战与机遇

挑战

• 备用成本未足额承担：分布式能源享受电网备用但未承担相应成本。
• 输配成本分担问题：电网投资未因分布式能源入市而减少，可能导致输配电价上涨。
• 交易机制不完善：分布式能源交易主体多，交易方式复杂，各地区政策差异较大。

机遇

• 提升投资价值：分布式光伏发电量不再绑定单一用户，可选择更多交易对象。
• 提高项目经济性：通过“隔墙售电”模式，屋顶面积大而用电量小的业主可更高效利用资源。
• 数字智能化转型：电力市场正向数字智能化方向发展，信息化工具有助于提升决策效率和市场适应能力。

市场机制与交易品种

• 电力市场总体架构从时间、空间和交易品种三个维度构建，体现系统性与协调性。
• 电力现货市场因交易频次高、时间短，价格波动大，需灵活调整交易策略。

结论

新能源全面参与电力市场是电力市场化改革的重要方向，有助于提升资源配置效率和系统灵活性。然而，需完善交易机制、优化电价政策、提高预测与控制能力，以应对市场带来的挑战。同时，数字智能化转型为新能源发展提供了新的机遇，助力其在新型电力系统中发挥更大作用。