20251221-天津电力交易中心-电力行业_新能源交易与电力市场发展_30页_2mb

新能源交易与电力市场发展总结

核心内容

本文档系统梳理了我国新能源交易与电力市场发展的现状、政策及未来展望，内容涵盖新能源与储能市场发展情况、电力市场十年发展回顾、典型交易结算模式、新能源入市相关政策及发展展望。旨在为新能源行业及电力市场参与者提供全面的政策与市场分析。

主要观点

新能源市场发展

• 风电市场：“十四五”期间风电新增装机持续增长，2024年新增装机达7982万千瓦，累计装机达5.21亿千瓦。陆上风电为主，占比高达76%。
• 光伏市场：2024年新增装机达2.78亿千瓦，累计装机达8.86亿千瓦。光伏发电量在全社会用电量中占比达8.5%，且2025年一季度发电量同比增长44%。
• 新型储能市场：2024年底全国新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，首次超过抽水蓄能。储能时长分布广泛，4小时及以上占比15.4%，2-4小时占比71.2%。

电力市场发展回顾

• 自2015年新一轮电改以来，电力市场逐步完善，包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场和输电权市场等。
• 2022年提出建设全国统一电力市场体系，2024年形成“1+N”政策框架体系，涵盖交易、结算、调度等环节。

关键信息

电力市场交易结算模式

• 省间交易结算：

  • 物理电量结算：按实际物理计量电量结算。
  • 责任偏差结算：按责任方进行结算，由北京电力交易中心开展。
  • 波动偏差结算：由通道首末端电网公司协商结算。

• 省内交易结算：

  • 物理电量结算：按实际上网或用电电量结算。
  • 合同电量结算：通过交易平台达成的合同电量。
  • 偏差电量结算：根据实际用电量与合同电量差异执行偏差电价。
  • 解耦结算：发用两侧分别结算。
  • 照付不议偏差结算：按“三取小”原则结算，即合同电量、上网电量、用电量中的最小值。

• 绿电交易与绿证交易：

  • 绿电交易：以绿色电力和环境价值为标的物，提供绿证。
  • 绿证交易：属于金融交易，以绿证为标的物，属于市场交易的一部分。
  • 绿电价格 = 电能量价格 + 绿证价格。
  • 环境价值偏差补偿：当实际环境价值未达合同约定时，需支付违约补偿。

新能源入市相关政策

136号文（发改价格〔2025〕136号）

• 参与市场：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
• 结算机制：建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量进行差价结算。
• 结算公式：纳入机制电量结算电费 = 电量 × 交易电价 + 电量 × (机制电价 - 市场交易均价)。
• 存量项目：电量规模不高于上一年，机制电价不高于当地煤电基准价，执行期限为全生命周期合理利用小时数或投产满20年。
• 增量项目：通过竞价方式确定机制电价，竞价上限为当地燃煤基准价，下限为最先进电站造价水平折算的度电成本。
• 退出机制：已纳入机制的项目可在执行期内自愿退出，退出后不可再次进入机制。
• 绿证政策：纳入机制的电量不重复获得绿证收益，且不得向新能源不合理分摊费用。
• 储能政策：不强制配储，新型储能可通过475号文（发改办运行〔2022〕475号）参与电力市场和调度运用，鼓励签订峰谷时段合约，部分充电电量可享受价格减免。

电力市场发展展望

• 中长期交易：向更长周期和更短周期双向延伸，增强市场灵活性。
• 市场衔接：中长期市场与现货市场逐步衔接，提高市场效率。
• 代理购电用户过渡：推动代理购电用户向市场化用户过渡，促进公平竞争。
• 未来趋势：电力市场将进一步完善，新能源与储能将在市场中发挥更大作用，政策将继续推动市场化改革和绿色低碳发展。

总结

新能源与储能市场持续增长，政策不断优化，推动新能源全面入市和电力市场体系完善。未来，新能源将在电力市场中发挥更加重要的作用，市场机制将更加成熟，政策支持将更加明确，助力我国构建新型电力系统和实现绿色低碳发展目标。