新能源及储能参与电力市场交易白皮书（2024）.docx

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1、新能源及储能参与电力市场交易华能天成租赁HUANCNSDANoHeG1.MNG中Ol电力企业联合衾111X11K3M(SVV(X)CMl1.新能源及储能参与电力市场交易现状新能源及储能在2023年实现跨越式发展我国电源结构新型储能历年装机规模图生物质及其它1.4%太阳晚电20.9%*火电风电同29.2亿千瓦小风电I%核i0水电14.0%2023年底，风电和太阳能发电合计装机规模达到10.5亿千瓦，占总装机容量的比重达到36.0%2023年底，已建成投运新型储能项目累计装机规模达3.139万千瓦/6,687万千瓦时，平均储能时长2.1小时2023年新增装机规模约2,260万千瓦/4,870万千瓦

2、时新能源参与电力市场交易比例逐年提升20192023年全国电力市场交易电量及占全社会用电量的比例60.050.040.00030.020,00010.0020192020202120222023市场交易电量一占全社会用电量的比例70.0%6OJ0%50.0%4ao%300%200%10.0%Og20192023年，我国新能源市场化交易电量逐年增长。2023年，新能源市场化交易电量6,845亿千瓦时，占新源总发电量的47.3%。2023年，国家电网公司经营区域绿电结算电量576亿千E时，是2022年的2.4倍；完成绿证交易2,364万张，相H于2022年的145万张，增长了15倍。正漏2023年

3、各省独立储能参与电力市场交易品种区域容量租赁现货市场套利辅助服务容景补偿其他山东（调频）庚协山西V（调频+正备用）湖南V（调峰）V（充放电价差）广东VVV（调频+调峰）广西V（调峰）v（中长期交易）甘肃VV（调频+调峰）宁夏V（调峰）V（顶峰）青海VV（调频+调峰）浙江Vv（多种）V江苏V（调峰）V（补贴）河南V（调峰）（补贴）冀南（中长期交易贵州V（调峰）储能参与电力市场开启加速度2023年，北京电力交易中心发布新型储能主体注册规范指引，积极服务新型储能入市交易，在册新型储能主体186家，容量突破100O万千瓦。 山东、山西、甘肃、青海、广东、贵州6个省份已明确独立储能参与现货市场的规则 2

4、8个省份出台了新增新能源项目配储或租赁储能政策 各省对储能参与辅助服务的价格及补偿进行了政策规定.典型地区新能源及储能参与电力市场调研首个现货市场正式运行省一一山西“中长期交易+现货交易+辅助服务”现货市场实现电力电量平衡，中长期市场实现价格风险管理，两者分别解决电力市场的两个根本问题，组合起来形成一个电力市场运行的有机整体。“省内+省外”的电力市场体系“晋电外送”中长期电力交易拓展至北京、江苏、湖南等14个省份，省间省内现货市场激励机组顶峰发电，通过外送通道全力支援全国23个省份的电力保供。山西电力市场体系*丹月内日，中R朋巾炖现近巾场午电力m技交马月除电力内接交马中长明合同分解至Htt成分

5、站第Hwaifr多Fl/月度分时交电句分时2UH浪动交IM日玳为何现货日前日名山*日的省内现B文M执行姑果专枝H内峙钟调稣K交易实Ot布场出清畿弦不网提金处母封存收出方辅动程芬近阳分梯三监标体奈CS用讲体体Ji市场力监体系,俏总发布也尚20222023年山西现货市场出清结果月度走势山西新能源参与现货市场的方式及收益2023年省内交易成交电量，累计1,779.3亿千瓦时均价0.3596元/kWh 火电1,604亿千瓦时均价0.3599元/kWh 风电149.9亿千瓦时均价0.3655元/kWh 光伏25.4亿千瓦时均价0.3110元/kWh新能源优先出清、“报量不报价”2023年，现货机组结算均

6、价0.3577元/kWh 火电结算均价。3843元/kWh 风电结算均价02650元/kWh 光伏结算均价02440元/kWh 电化学储能结算均价05093元/kWh绿电交易的用户主要包括两类：高耗能企业，通过绿电交易抵消能耗“双控”指标出口型企业，通过绿电交易使产品获得绿电生产标签，破除贸易壁垒，提升出口竞争力和国际竞争力绿电交易典型区域一一冀北在交易比例方面，直接交易用户优先开展冀北年度绿电交易；新能源企业分月、月度交易上限，暂按20202022年分地市当月平均利用小时的50%确定（平价新能源项目按60%确定），配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。风电项目分月交易电量上限由站容量X前三

7、年分地市分月风电平均利用小时50%（平价项目60%）光伏项目分月交易电量上限电站容量X前三年分地市分月光伏平均利用小时X50%（平价项目60%）8.760小时上网功率时序曲线8,760小时节点边际电价时序曲线中长期合约覆盖90%电量中长期合约仅覆盖预测价格较低时段电量冀北典型项目参与现货交易模拟假设冀北区域优先发电计划电量和新能源发电量优先出清仿真模拟显示2025年该风电场节点边际最高电价0.7753元/kWh,最低电价。元/kWh,全年加权平均电价为0.1472元/kWh中长期交易策略设置影响场站电能量收入中长期合约覆盖90%电量，增收15.6%中长期合约覆盖低价时段，增收16.2%中长期合

8、约覆盖60%电量，且为绿色溢价，增收W4%2023年度中长期交易均价O.5539元/kWh,贴近广东中长期交易上限0554元/kWh;2024年度交易均价0.4656元/kWh,同比下降15.9%o202受一次能源价格大幅降低、负荷需求增长不足、入市机组大幅增长等方面影响，广东日前和实时平均节点价格分别为0438元/kWh和0.448元/kWh,较2022年分别降低00182元/kWh和0.0198元/kWh。南方区域现货市场广东广东现货价格与中长期价格对比0O2S0212内3月4月5月6用7R8同9月IOA1112-SiP-辕三-月度帐期SEX宁夏独立储能参与调峰辅助服务相关规则政策提定政策

9、文件参与交思的电储能装8充电功率盘在1万kW及以上、持续充电时间2小时以上，并满足相关国家标准.交易方式单边竞价交第I砧能设施在双边协商交易后仍有富余充电能力时,电力调度机构根据电网实际运行情况,按照IBi峰资源提供者由任到高的报价顺序依次出清执行的交易，单边竞价交易在日前预H；清、日内正式出清，BImK局西3峰管局宁（回族自治区发展和改革委员会关于印发宁夏电力助朦务市场运营规则的通知令（西北赛能市场（2021）14号）统计周期以15分钟为交基鬓计算的基本时间单位，全天共96个单位统计周期.国网宁夏电力有限公司关于-储能项目参与辅助服务市场等有关事项的函（宁电（2022J81号）服务的用电量计

10、算储能设施日前申报次日调峥补偿价格和储能容fit,调峰讣偿价格上眼为06元/kWh,调试阶段按补偿价格标准的八折执行（0.48元ZWh）.按照充电电量进行补偿.新型储能典型省份宁夏截至2023年底，宁夏已投运新型储能容量约286万千瓦，仅为并网新能源规模的8%,远无法满足当地电网实际调峰需求。宁夏电网储能装机容量需求为新能源装机的20%25% 辅助服务交易。储能顶峰交易报价上限为2022年12月31日前并网的储能电站1.2元kWh,2023年1月1日后并网的储能电站为1元/kWh 容量市场交易。预计为1万元/10万kN天 调频辅助服务交易。计划为515元/MW一个里程，电站调频系数先仿照甘肃定

11、到上限15宁夏独立储能电站收益测算项目名称参数值项目名称参数值储能功率容量100MW残值率5%储能电量容量200三h调峰辅助服务计量方式充电量充放电深度（DOD）90%年调峰辅助服务次数250综合效率82%0.6元k*h（试运营期调峰辅助服务价格八折结算）运营期限10年顶峰辅助服务计量方式放电量电池衰减首年4.5%,次年起1.5%年顶峰辅助服务次数50储能系统成本3.2亿元顶峰辅助服务价格1元/kWh年运维费用300万元容量租赁价格230元kW-年仅考虑参与电力市场收益项目IRR（税前-3.6%考虑全部收益项目IRR（税前）7.3%新型储能典型省份宁夏宁夏储能收益目前以辅助服务收入、容量租赁收

12、入为主，将逐步向市场化收益转变参与调峰辅助服务及顶峰辅助服务交易一年可实现收益3,086万元。考虑衰减后约为2,5542,924万元当前容量租赁及其他或有收益约为200260元/千瓦经测算，当前阶段一座10oMW/200MWh的独立储能电站仅依靠参与电力市场获益，项目IRR（税前）为-3.6%,考虑容量租赁收益后，项目IRR（税前）为7.3%iE储能参与河南电力市场交易以电能量收入与调峰补偿收入为主，还包括容量租赁收入、财政补贴等充放电量收入。2025年底前迎峰度冬、迎峰度夏期间，上网电价执行煤电交易均价的164倍；充电时享受分时电价，不承担输配电价和政府性基金及附加调峰补偿收X。补偿价格报价

13、上限暂定为0.3元/kWh非市场交易收入。主要包括容量租赁收A和政府补贝脓入。容量租赁参考价（不超过200元kWh年），1,00OkWh以上的储能项目，20232025年奖励标准分别为140、120、100元/kWh河南独立储能电站商业模式）喃独立储能电站商业模式电能星市场租自收入重落价撇益俺、启停临补贴收入调州偿收益政府财政市溯愧力用户JEJS河南独立储能电站商业模式河南典型储能电站收益测算条件电站收益测算假设条件运行效率参数以一座10OMw/200Mwh采用磷酸铁锂技术路线的独立储能电站为例，项目总造价3.2亿元。经测算，电站在运营期内年均收入约5,160万元，以容量租赁收入为主；参与市场交易的年均收入（充放电收入与调峰补偿收入）合计约1.164万元。投资回收期约7年，电站全投资内部收益率（税前）约7.9%o电站运营寿命：1阵充放电效率：90%系统转换效率：83系统容量衰减率：首年4.5%