新能源及储能参与电力市场交易白皮书

华能天成租赁中国电力企业联合会 CHINAELECTRICTIYOOUNCEL 2024 新能源及储能 参与电力市场交易 新能源及储能 参与电力市场交易现状01 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 太阳能发电 生物质及其它 1.4% 3500 3000 173.4% 200% 3139 180% 160% 20.9%2500140% 2000 120% 火电100% 1500 29.2亿千瓦46.6% 8096 风电100087960% 15.1% 500 40% 20% 核电0% 20112012201320142015201620172018201920202021.20222023 1.9% 水电累计功率（万干瓦）年长率（96) 14.0% 2023年底，风电和太阳能发电合计装机2023年底，已建成投运新型储能项目累计装机规模达 规模达到10.5亿干瓦，占总装机容量的3,139万千瓦/6,687万千瓦时，平均储能时长2.1小时 比重达到36.0%2023年新增装机规模约2,260万千瓦/4,870万千瓦时 专业 新能源参与电力市场交易比例逐年提升 2019~2023年全国电力市场交易电量及占全社会用电量的比例 2019～2023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6,845亿干瓦时，占新能 源总发电量的47.3%。 亿千瓦时60,000 70.0% 50.000 60.0%50.0% 40,000 40.0% 30,000 30.0% 20,000 20.0% 10.000 2019202020212022 国市场交易电量占全社会用电量的比例 2023 10.0% 0.0% 2023年，国家电网公司经营区域绿电结算电量576亿千瓦 时，是2022年的2.4倍：完成绿证交易2,364万张，相比 于2022年的145万张，增长了15倍， 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2023年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 容量补偿 其他 山东 v（调频） V V（爬坡） 山西湖南 vv V（调频+正备用）V（调峰） V（充放电价差） 广东 v v V（调频+调峰） 广西 V V（调峰） V（中长期交易） 甘肃 v V（调频+调峰） 宁夏青海 vv V（调峰）V（调频+调峰） V（顶峰） 浙江 V（多种） 江苏 V V（调峰） V（补贴） 河南 v V（调峰） V（补贴） 冀南 v V（中长期交易） 贵州 v V（调峰） 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1000万工瓦。 山东，山西、甘肃，青海，广东，贵州6个省份口明确独立储能参与现货市场的规28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 正派专业 典型地区新能源及储能 参与电力市场调研02 首个现货市场正式运行省一一山西 “中长期交易+现货交易+辅助服务山西电力市场体系 现货市场实现电力电量平衡，中长期市场实现价格风险年前月前月内日前日内买时事后 管理，两者分别解决电力市场的两个根本问题，组合起 中长期市海盛市场 年度电力月能电力中长阳合网 台市场分 自成交品首接交易分解至日成分结算 自动交品日的当网观贷 来形成一个电力市场运行的有机整体多月/月呢如分时交易日内机组组合 分时交品 交易执行 结果考核 跨省聘区交易日的当内规货 日内跨咨调峰 实时市场出清 “省内+省外”的电力市场体系合的让/合的回期交易当内调频出清“晋电外送”中长期电力交易拓展至北京、江苏、湖南差价合约报价封存等14个省份，省间省内现货市场激励机组顶峰发电，通 韩动服务 费用分用 过外送通道全力支援全国23个省份的电力保供。 监管指标体系，信用评估体系、市场力监测体系，信息惠发布机制 正派专业 山西新能源参与现货市场的方式及收益 2022~2023年山西现货市场出清结果月度走势 350000.5 30000 0.45 2023年省内交易成交电量，累计1,779.3亿于瓦时 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²均价0.3655元/kWh 25000光伏25.4亿干瓦时均价0.3110元/kWh 0.4 0.35新能源优先出清、“报量不报价 FO 2023年，现货机组结算均价0.3577元/kWh .2 火电结算均价0.3843元/kWh ：风电结算均价0.2650元/kWh 货价格实时·光伏结算均价0.2440元/kWh 电化学储能结算均价0.5093元/kWh 绿电交易典型区域一一翼北 在交易比例方面，直接交易用户优先开展冀北年度绿电交绿电交易的用户主要包括两类： 易；新能源企业分月、月度交易上限，暂按2020～2022年高耗能企业，通过绿电交易抵消能耗“双控"分地市当月平均利用小时的50%确定（平价新能源项目按指标60%确定），配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。：出国型企业，通过绿电交易使产品获得绿电 ，风电项自分月交易电量上限=场站容量x前三年分地市生产标签，破除贸易壁垒，提升出口竞争力 分月风电平均利用小时×50%（平价项目60%）和国际竞争力 ：光伏项自分月交易电量上限=场站容量×前二年分地市 分月光伏平均利用小时×50%（平价项目60%） 翼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 方真模拟显示2025年该风电场节点边际最 高电价0.7753元/kWh，最低电价0元 /kWh，全年加权平均电价为0.1472元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 /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% ·中长期合约覆盖60%电量，且为绿色溢 价，增收11.4%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 正派 南方区域现货市场- 一广东 广东现货价格与中长期价格对比 2023年度中长期交易均价0.5539元/kWh，贴近广东中 长期交易上限0.554元/kWh； 0.62024年度交易均价0.4656元/kWh，同比下降15.9%。 0.55 0.5 0.452023年，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 0.35 0.3 点价格分别为0.438元/kWh和0.448元/kWh，较2022 0.25年分别降低0.0182元/kWh和0.0198元/kWh。 0.2 2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 日前年度中长期月度中长期 新型储能典型省份一一宁夏 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宁夏独立储能参与调峰辅助服务相关规则 需求。宁夏电网储能装机容量需求为新能源装机的政巢规定政策文件参与交易的电储能装置充电功率需在1万kW及 20%~25%参与条件以上、持续充电时间2小时以上，并满足相关 国家标准， 单边竞价交易：储能设施在双边协商交品后仍国家能源局西北监管局宁夏回 族自治区发展和改革委员会 有富余充电能力时，电力调度机构根据电网实 交易方式际运行情况，按照调峰资源提供者由低到高的 《关于印发宁夏电力辅助服务 辅助服务交易。储能顶峰交易报价上限为2022年12月报价顺序依次出清执行的交易。单边竟价交易市场运营规则的通知》（西北 监能市场（2021】14号） 31日前并网的储能电站1.2元/kWh，2023年1月1日后 统计周期 在日前预出清、日内正式出清。 以15分钟为交易量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 有关事项的函》（宁电 并网的储能电站为1元/kWh储能没施日前申报次日调峰补偿价格和储能容储能项目参与辅助服务市场等 容量市场交易。预计为1万元/10万kW-天 服务费用 量，调峰补偿价格上限为0.6元/kWh，调试阶 股按补偿价格标准的八折执行（0.48元 /kWh), [2022】81号) 调频辅助服务交易。计划为5~15元/MW一个里程，电电量计算按照充电电量进行补偿。 站调频系数先仿照甘肃定到上限1.5 正派专业 新型储能典型省份一一宁夏 宁夏储能收益目前以辅助服务收入、容量租赁收入为主，宁夏独立储能电收益测算 项目名称 琴数值 项目名称 参数值 储能功率容量 100MW 残值率 5% 储能电量容量 200MWh 调峰辅助服务计量方式 充电量 充放电深度（DOD） %06 年调峰辅助服务次数 250 综合效率 82% 调峰辅助服务价格 0.6元/kWh（试运营期 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 年顶峰辅助服务次数 50 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2554~2.924万元 当前容量租赁及其他或有收益约为200~260元/千瓦 1.5% 经测算，当前阶段一座100MW/200MWh的独立储能电储能系统成本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 站仅依靠参与电力市场获益，项且IRR（税前）为-3.6%仅考虑参与电力市场收益项目IRR(税前) 考虑容量租赁收益后，项目IRR（税前）为7.3% -3.6% 考虑全部收益项目IRR(税前)7.3% 正派 河南独立储能电站商业模式 业务流 河南独立储能电站商业模式 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 现金流 容量租赁风电、太阳能发电站·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1.64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 电能量市场 茶度 储能电站辅助服务市场调峰补偿收入。补偿价格报价上限暂定为0.3元/kWh 价差收益调降补偿收益 市场化电力用户政府财政 发电低开声主体 市场化电力用户 ：非市场交易收入。主要包括容量租赁收入和政府补贴收入。容量租赁参考价（不超过200元/kWh·年）1,000kWh以上的储能项目，2023~2025年奖励标准 分别为140、120、100元/kWh 正派环季 河南独立储能电站商业模式 以一座100MW/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。 河南典型储能电站收益测算条件 电站运营寿命：10年 运行效率参数充放电效率：90% 经测算，电站在运营期内年均收入约5,160万元，系统转换效率：83% 系统容量衰减率：首年4.5%之后每年1.5% 以容量租赁收入为主：参与市场交易的年均收入 电站运维费用：200万元/年 （充放电收入与调峰补偿收入）合计约1,164万元。电站收益测算运营成本参数（电站保险费用：50万元/年 假设条件电站折旧：按总造价95%计提 投资回收期约7年，电站全投资内部收益率（税前）容量租赁收入租赁双方每年按200元/kWh执行 补偿价格按0.3元/kWh执行 约7.9%。 调峰补偿收入 运营收入参数参与调峰补偿次数每年50次 充电价格按煤电当月市场化交易均价1.64倍执行 充放电收入放电价格按代理购电分时电价政策执行（不承担输 配电价和政府性基金及附加） 参与充放电每年50次 正新 湖南储能参与电力市场 湖南储能参与辅助服务的规则 现阶段湖南新型储能盈利的方式有三种： 辅助服务品种准入条件申报与出清规则申报价格区间计算方式容量租赁 （元/MWh） 储能电站按充电电量报储能电站深度调峰服通过电力市场交易方式形成新型储能项目 价，申报次日低谷、腰