电力专家解读电网建设提速绿电溢价差价合约共同助力新能源市场化

1.用电量展望 1）供需情况：24年用电量分布不均；总体供需关系预期好于23年；但仍有5000万千瓦负荷缺口。 2）地区差异：一季度南方电网因缺水面临较大电力缺口；而华北地区因高温导致用电负荷增加。 3）季节性变化：迎峰度夏期间气温可能降低；减少用电压力。 1.用电量展望 1）供需情况：24年用电量分布不均；总体供需关系预期好于23年；但仍有5000万千瓦负荷缺口。 2）地区差异：一季度南方电网因缺水面临较大电力缺口；而华北地区因高温导致用电负荷增加。 3）季节性变化：迎峰度夏期间气温可能降低；减少用电压力。若气温适宜且水量充足；供需关系将有所改善。2.新能源消纳问题 1）95%的新能源约束条件已取消；利用率下降。 2）装机：2030年新能源装机预计达到22亿千瓦；去年12.6亿千瓦；每年将增长1到2亿千瓦。 3）电网政策：新政策规范行业；严格控制风险；涉及两大电网公司。国家44号文件指导配电网责任分解；由各级政府部门进行流程调整。 4）保障小时数调整：存量项目保障小时数各省每年在降低；目标是到2030年所有项目进入市场。 5）灵活调节资源：预计今年年底电力系统中将实现约20%。 3.储能发展与市场 1）储能通过现货市场发展；有两种参与方式：新能源配套或作为独立储能运营商。 2）市场存在区域差异；去年甘肃和内蒙储能效益较好。今年储能在现货市场中将具备灵活性政策。 3）目前国内调节资源主要依靠煤电和抽水蓄能；未来可能需要与节点电价相对应。储能电价复杂不确定；可能引入容量电价。 4.绿电绿证 1）今年绿电增长快；得益于节能减排形势下绿证消纳将得到政策支持。 2）去年绿证溢价约为每度电0.04元；今年可能下降；主要因供应增加。 3）高耗能企业需购买绿证达标；国内绿电与碳市场挂钩进展较慢；但国际谈判积极。 5.电价 1）去年全国平均燃煤电价降至0.45元；相当于基本电价下降了约19.8%；今年煤价继续下跌且电力供应充足。 广东中长期煤电价格仅在基准价上下浮动3%-5%；现货价格有时低于基准电价；仅为0.2元。 2）第三周期输配电价有所改善；但低于10千伏的输配电价、居民电价与工商业电价之间的交叉补贴问题需解决。