新能源及储能参与电力市场交易白皮书-中国电力企业联合会_28页_2mb

新能源及储能参与电力市场交易总结

核心内容

2023年，我国新能源及储能产业在电力市场交易方面取得了显著进展，新能源市场化交易电量持续增长，新型储能项目逐步进入市场交易体系，参与方式和收益模式日益多样化。新能源与储能的联合运行策略在多个省份得到探索和实践，为电力系统灵活性和稳定性提供了有力支撑。

主要观点

新能源参与电力市场交易比例逐年提升

• 2023年，我国风电和太阳能发电合计装机容量达10.5亿千瓦，占总装机容量的36.0%。
• 新能源市场化交易电量达6,845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
• 国家电网公司经营区域绿电结算电量达576亿千瓦时，是2022年的2.4倍；绿证交易量达2,364万张，同比增长15倍。

储能参与电力市场开启加速度

• 截至2023年底，全国新型储能累计装机规模达3,139万千瓦/6.687万千瓦时，新增装机约2,260万千瓦/4,870万千瓦时。
• 28个省份出台了新能源项目配储或租赁储能政策，6个省份明确独立储能参与现货市场规则。
• 储能参与电力市场的交易品种包括容量租赁、现货市场套利、辅助服务（如调频、调峰）等。

关键信息

各省份储能参与电力市场交易品种

典型地区新能源及储能参与电力市场情况

山西

• 实现“中长期交易+现货交易+辅助服务”组合交易。
• “晋电外送”中长期交易拓展至14个省份，省间现货市场激励机组顶峰发电。
• 现货市场成交均价0.3596元/kWh，新能源结算均价低于火电。
• 中长期合约覆盖90%电量，增收15.6%。

冀北

• 新能源交易上限按前三年平均利用小时的50%（平价项目60%）设定。
• 绿电交易用户包括高耗能企业和出口型企业。
• 2025年冀北风电节点边际电价预计最高为0.7753元/kWh，最低为0元/kWh，全年加权平均电价0.1472元/kWh。

广东

• 2023年度中长期交易均价0.5539元/kWh，接近交易上限。
• 2024年度交易均价同比下降15.9%至0.4656元/kWh。
• 现货市场均价下降，影响新能源收益。

宁夏

• 新型储能装机容量仅为并网新能源规模的8%，远低于电网调峰需求的20%~25%。
• 储能收益以辅助服务和容量租赁为主，未来将逐步向市场化收益转变。
• 100MW/200MWh储能电站IRR（税前）为7.3%（考虑全部收益）。

河南

• 储能电站年均收入约5,160万元，其中市场交易收入约1,164万元。
• 项目IRR（税前）为7.9%。
• 容量租赁参考价不超过200元/kW·年，调峰补偿价格上限为0.3元/kWh。

湖南

• 储能参与辅助服务的准入条件为并网容量不小于5MW/10MWh。
• 容量租赁收入可达3,840万元/年，调峰辅助服务收入约900万元/年。

浙江

• 工商业用户侧储能通过峰谷价差获得收益，平均峰谷价差约0.96元/kWh。
• 项目IRR（税前）可达12%以上。

江苏

• 用户侧储能项目IRR（税前）为8.3%。
• 若取消平时段，仅保留峰谷时段，项目经济性有望进一步提升。

山东

• 新能源与配建储能联合主体可自主参与中长期和现货市场交易。
• 新能源优先消纳，储能配合调节，提升市场申报灵活性。
• 2023年山东现货市场均价0.3531元/kWh，光伏均价上涨5.9%，风电均价下降8.9%。

甘肃

• 新能源与储能联合运行，通过虚拟电厂模式调度。
• 2025年节点边际电价预计最高为650元/MWh，最低为40元/MWh，全年加权平均电价267.8元/MWh。

政策建议

新能源

• 建立适应新能源参与的电力市场运行机制。
• 科学设置考核机制和激励机制。
• 完善绿电市场建设。

储能

• 放宽储能参与电力市场的准入条件。
• 完善现货交易细则。
• 完善辅助服务市场机制和交易品种。
• 制定储能容量成本回收机制。

“新能源+储能”

• 合理引导新能源配建储能。
• 完善入市技术要求和市场规则。
• 通过保险、财税等政策促进配储产业发展。
• 将“新能源+储能”纳入绿色金融支持范畴。