2024新能源及储能参与电力市场交易白皮书_28页_2mb

报告摘要

2023年我国新能源及储能产业在电力市场交易中实现跨越式发展，新能源市场化交易电量占比提升，储能项目参与电力市场的规则逐步完善，多种交易品种和商业模式开始形成，推动了电力市场的多元化和灵活性。

新能源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%。
绿电交易规模显著增长：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，增长15倍。
储能参与电力市场加速：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，多个省份已明确储能参与现货市场、辅助服务市场的规则。
不同省份储能商业模式各异：储能收益来源包括电能量交易、容量补偿、辅助服务、容量租赁及财政补贴等，具体收益结构和IRR（税前）因地区和市场机制不同而有所差异。
“新能源+储能”联合运行成为趋势：通过联合参与电力市场交易，储能可有效提升新能源场站的市场竞争力和收益水平，同时解决新能源出力波动和电网调节问题。

装机规模：2023年底，风电和太阳能发电合计装机规模达10.5亿千瓦，占总装机容量的36.0%。
交易电量：2023年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%。
交易模式：新能源优先出清，“报量不报价”模式广泛采用，现货市场交易均价低于火电，但部分时段（如深谷、尖峰）电价差异显著。
典型区域：山西、冀北、广东等地新能源交易活跃，其中山西采用“中长期交易+现货交易+辅助服务”组合模式，冀北绿电交易促进高耗能和出口型企业用能结构优化，广东现货价格下降影响新能源收益。

装机规模：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，其中宁夏仅为并网新能源规模的8%。
交易品种：储能参与现货市场、辅助服务市场、容量租赁市场等，部分省份如山东、山西、甘肃、青海等已明确储能参与调频、调峰等辅助服务的规则。
收益结构：储能收益以电能量市场价差收益为主，辅以容量补偿、辅助服务收入和容量租赁等，但多数省份储能项目仍面临IRR（税前）较低的问题。
典型省份分析：
- 宁夏：独立储能电站IRR（税前）为-3.6%（仅考虑电力市场收益），考虑容量租赁后IRR提升至7.3%。
- 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约7.9%。
- 湖南：储能参与辅助服务年收入约900万元，容量租赁年收入约3,840万元。
- 浙江：用户侧储能IRR（税前）可达12%以上，未来通过虚拟电厂模式参与辅助服务可能进一步提升经济性。
- 江苏：用户侧储能IRR（税前）为8.3%，未来若取消平时段，将显著提升经济性。
- 山东：新能源与配建储能联合参与市场，储能收益以电能量市场价差为主，IRR仍需优化。