中国电力企业联合会：新能源及储能参与电力市场交易白皮书_28页_2mb

2024年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行业实现跨越式发展，新能源市场化交易电量显著增长，新型储能项目装机规模扩大，各地陆续出台政策支持储能参与电力市场交易，推动电力市场机制逐步完善。

主要观点

• 新能源发电量市场化交易比例逐年提升，2023年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%。
• 新型储能项目在2023年底累计装机规模达3,139万千瓦/6.687万千瓦时，部分省份已建立独立储能参与现货市场的规则。
• 新能源与储能联合参与电力市场交易，通过优化功率预测、灵活调节、组合交易等方式提升收益。
• 各地在政策上支持储能参与辅助服务、容量租赁等市场交易，推动储能从辅助服务向市场化收益转变。
• 用户侧储能通过峰谷价差套利、需求响应等方式获取收益，具备良好的经济性。

关键信息

新能源参与电力市场交易

• 全国发展情况：2023年底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%。
• 交易电量：新能源市场化交易电量6,845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
• 绿电交易：国家电网公司经营区域绿电结算电量达576亿千瓦时，同比增长2.4倍；绿证交易量达2,364万张，同比增长15倍。
• 交易方式：新能源优先出清，采用“报量不报价”模式，交易均价低于火电，但通过中长期交易策略可提高收益。
• 典型地区：
  • 山西：采用“中长期交易+现货交易+辅助服务”模式，现货均价0.3531元/kWh，中长期交易均价0.554元/kWh。
  • 冀北：新能源交易上限按前三年平均利用小时的50%~60%确定，绿电交易用户包括高耗能企业和出口型企业。
  • 广东：中长期交易均价0.5539元/kWh，2024年交易均价下降至0.4656元/kWh，同比下降15.9%。

储能参与电力市场交易

• 全国发展情况：2023年底新型储能累计装机规模达3,139万千瓦/6.687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。
• 交易品种：包括容量租赁、现货市场套利、辅助服务（调频、调峰、顶峰）、容量补偿等。
• 典型省份：
  • 宁夏：新型储能容量仅为并网新能源的8%，电网调峰需求为新能源装机的20%~25%。独立储能电站IRR（税前）为7.3%（考虑容量租赁）。
  • 河南：独立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，IRR（税前）约7.9%。
  • 湖南：容量租赁均价3.2万元/MW月，调峰辅助服务收入约900万元/年。
  • 浙江：用户侧储能IRR（税前）可达12%以上，峰谷价差约0.96元/kWh。
  • 江苏：用户侧储能IRR（税前）约8.3%，未来若取消平时段，经济性有望进一步提升。

“新能源+储能”联合运行

• 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，储能优先出清，作为联合主体结算。
• 甘肃：通过虚拟电厂模式调度运行，储能可有效解决新能源波动问题，提升电网稳定性。2025年节点边际电价最高可达650元/MWh，全年加权平均电价为267.8元/MWh。

政策建议

新能源

• 建立适应新能源特性的电力市场运行机制，发挥市场配置资源的作用。
• 科学设置考核机制和激励机制，激发新能源调节潜力。
• 完善绿电市场建设，提升新能源市场竞争力。

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，推动储能全面入市。
• 完善辅助服务市场机制和交易品种，提升储能收益。
• 制定储能容量成本回收机制，保障储能投资回报。

“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、财税等政策手段促进新能源配储产业发展。
• 将“新能源+储能”纳入绿色金融支持范畴，推动可持续发展。