【赵克斌】2024新能源高占比电力市场的实践与探索报告_91页_23mb

报告摘要

新能源高占比电力市场实践与探索总结

核心内容概述

本文围绕新能源高占比电力市场建设展开，重点分析了甘肃作为首批电力现货市场试点地区在新能源发展、市场机制设计及实践过程中所面临的问题与挑战，同时探讨了电力市场中市场力的形成、抑制及对新能源发展的影响。

主要观点与关键信息

一、新能源高占比电力市场概况

甘肃新能源装机与发电量：截至2023年底，甘肃新能源装机容量达5491万千瓦，占比61.27%，居全国第二。2023年新能源发电量达684亿千瓦时，同比增长29.8%，占比32.73%。
电网特性：甘肃电网处于“四室一厅”中心位置，通过多条750千伏线路与周边省份联网，形成“枢纽型、外送型、清洁型”电网。
市场融合：建设全国统一电力市场过程中，省内市场与省间市场相互融合，影响深远。

二、新能源参与电力市场实践

市场力与新能源角色：在新能源高占比系统中，火电机组虽然占比不高，但因其为边际机组，容易行使市场力。新能源机组在成为边际机组时，现货出清电价高于地板价。
现货市场运行情况：甘肃自2020年4月1日起开始现货市场结算试运行，市场运行平稳，新能源消纳成效显著。
现货电价特点：
- 新能源发电的随机性、波动性和不确定性导致现货市场价格波动剧烈。
- “大峡谷”与“一线天”现象：光伏发电导致电价“大峡谷”现象，风电导致“一线天”现象。
- 现货电价受天气影响显著，呈现出“地板价”和“天花板价”频繁出现的“两极化”现象。
结算机制：
- 中长期差价合约结算公式体现电力商品的“时间+空间”价值，为交易策略提供基础。
- 现货价格是中长期电价的“风向标”，现货电价预测的准确性至关重要。
- 现货市场实行“照付不议、偏差结算”原则，即偏差电量按现货价格结算。

三、实践总结与相关问题探讨

电力商品特殊性：电力即用即取，其市场特性与新能源高占比带来的影响密切相关。
市场建设难点：
- 电力系统对调节能力的需求增加。
- 新能源高占比对电力市场运行机制形成挑战。
保障性收购政策：
- 《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》明确了保障性收购与市场交易电量的划分。
- 保障性收购电量是政府授权差价合约形式，市场交易电量由售电企业与用户共同承担。
政策调整与市场机制：
- 取消分区电价，引入中长期结算参考点电价及对冲机制。
- 取消新能源弃风弃光时按照中长期合同电量高低调度的规定。
- 容量补偿价格机制与煤电机组市场力监管机制逐步完善。
市场风险与挑战：
- 供需变化风险：包括来水情况、新能源投产进度、外送电量等。
- 政策调整风险：如保障性收购政策的变化、对冲机制等。
- 煤炭价格风险：煤炭价格的波动对现货电价和中长期合约电价产生直接影响。
电价趋势：2023年现货均价进入“2”时代，2024年中长期签约电价大幅下降，呈现“下行通道”。
市场设计与调控：电力市场是一个人为设计的市场，政策规则对市场价格和市场主体利益具有调控作用。政策设计应结合资源禀赋、经济结构和承受能力，实现市场有效运行。
新能源经营风险：电价市场化机制使新能源投资与经营面临更大不确定性，高渗透率导致风光价值通缩，对新能源造成冲击。
政策建议：
- 加快“绿证+配额制”进程，完善绿证交易相关机制。
- 推动电力市场与新能源发展相适应，提升市场对新能源的接纳能力。
- 政府需“有为”，市场需“有效”，实现能源供需的平衡与可持续发展。