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一、市场化是电改的本质
2015年中国建国以来首次出现全国范围内的电力过剩。与此同时,以中共中央9号文及6个配套文件的出台为标志,进一步的电力体制改革全面启动。
从本轮电力体制改革的主要思路来看,一是构建市场化的电力交易体系,二是改变电网的盈利模式和定位。其中,电网盈利模式和定位的改变,是电力交易市场化的根本保障--电改不仅要求电网让渡出选择发电机组类型及厂商的权利于市场,也将由此减少可能的地方保护。
市场化,意味着售电侧垄断放开后的需求信号将与竞争已然相对激烈的发电侧进行充分交换,意味着电力这一看不见摸不着、需要瞬时出清、输送过程存在天然垄断特征的商品将真正开始由供求关系决定其价格。
二、区域电力定价模型
对于一切市场化交易的商品而言,其价格的决定因素必然是供求关系。区域电力的短期供给曲线由各能源类型电力企业的边际成本曲线构成,长期供给曲线由电力企业总成本的高低所决定。经SOLARZOOM新能源智库测算梳理,火电、水电、风电、光伏的边际成本及经度电补贴调整后的总成本如下表所示:
由此可以看到,在当前对新能源的补贴力度下,无论是短期还是长期,新能源相对于火电均存在着明显的成本优势。而区域电力市场的短期供求关系曲线则如下图所示:
利用上述电力短期供求关系模型,可以方便的预测出电价的趋势变化。在不同的区域,电价受以下三大关键因素的影响:(1)电源与负荷的比例关系,(2)可再生能源装机占比的高低,(3)需求的波动。
其中,电源与负荷的比例关系可以用“当地发电用电量之比”指标来表征:如果发电用电比小于80%,则认为电源显着少于负荷,需求曲线位置偏右方,市场化的电价将较高;如果发电用电比大于120%,则认为电源显着多于负荷,需求曲线位置偏左方,市场化的电价将较低。而可再生能源装机占比的高低同样将影响供给曲线的形状:对于可再生能源占比较高的区域,电力需求同等幅度的向下波动将带来相比可再生能源占比较低的区域更大的电价下降。
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在光储系统设计中,容配比(光伏组件的总装机容量与逆变器的额定容量之比)直接影响系统经济性和投资收益周期,是关键的经济性参数。合理的容配比可以平衡初始投资成本和运行收益,降低单位发电成本,提高电站的经济效益。然而在实际应用中,光伏逆变器最大输出功率往往受到电网侧升压变压器容量的严格
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近年来,新能源参与电力市场的程度不断深化,多个新能源大省陆续吹响入市“集结号”。2025年伊始,新能源上网电价迎来改革,新能源项目上网电量全部进入电力市场,上网电价通过市场交易形成。在全面入市的大背景下,新能源企业需要对电力市场框架和规则有全面了解,在参与市场化交易的过程中,合理申报
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