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在加快构建新型电力系统的总体战略指导下,近年来四川省在可再生能源领域亦取得了较快发展。数据显示,截至2023年12月,四川省新能源(风电和光伏发电)装机容量已达到1343.63万千瓦。计划到2024年,四川省的新能源(风电和光伏发电)累计装机规模将达到1894万千瓦。而在2025年规划中,四川省的新能源(风电和光伏发电)装机规模更是计划达到3200万千瓦。
从风电和光电装机增速来看,风电在2023年和2024年将分别实现29%和24%的稳健增长。然而,受到地理因素等客观条件的制约,预计在2025年,风电装机增速将出现明显的放缓趋势,增速将降低至7%。相比之下,光电的增速始终保持强劲,增幅始终维持在60%以上。特别是在已经过去的2023年,装机增幅更是高达178%,显示出光电持续快速发展的良好势头。
最新的《监管办法》规定中明确指出,可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。 保障性收购电量定义是“按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定,应由电力市场相关成员承担收购义务的电量”。而市场交易电量则是指“通过市场化方式形成价格的电量,由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任”。 经过价格机制的调整,新规定生效后,政府对于新能源上网电价的制定方式发生重要变革,由过去的单一定价模式逐步转变为政府计划定价与市场化交易并行的双轨定价模式。此举将积极促进电力市场的深化改革,进一步彰显电价改革坚定且不可逆的趋势。
全额保障性收购可再生能源电量的四川实践
在2021年之前,新能源电量主要由电网公司以保障性全额收购,参与电力市场仅作为可选项。
自2021年开始,新能源逐步纳入市场化交易框架,特别设立了针对风光企业的专属交易品种。尽管风电和光电在保障性收购下的发电利用小时数仍占据主导地位,但参与市场的通道已经开启。进入2022年,风光保障利用小时数之外的电量开始与水电企业共同参与市场竞争。
进入2023年,新能源市场呈现出明显的变化态势。其中,风电和光电的保量保价部分的利用小时数,分别由前一年的1800小时和1300小时,显著减少至当前的800小时和600小时。这些保障利用小时数主要集中在市场电价相对较低的丰水期,由于执行较高的优先计划电价,新能源在丰水期的发电收益仍得以保障。
到了2024年,优先计划体系下的发电保障利用小时数与2023年保持一致。然而,计划指标的分布发生了变化,由2023年的全额丰水期指标转变为丰水期和枯水期按发电结构均匀分布。这意味着每个水期的剩余发电能力都需要参与市场竞争,与水电进行同场竞价。
除此之外,为了保障新能源的发电收益,2024年市场交易政策中设立了符合条件可参与的“绿电交易”品种。参与该品种的新能源电量能够获得比市场其他品种更高的电价水平,从而避免新能源在参与市场过程中的出现较大的收入变化。
四川作为全国范围内可再生能源资源较为丰富的地区之一,近年来在全额保障性收购可再生能源电量方面进行了持续的市场实践与探索。为确保可再生能源电量的及时消纳,四川省不断完善市场政策体系、优化调度方式,并积极提升电网接入能力。同时,通过优化市场环境和加强监管力度,四川省在确保了可再生能源电量的全额收购和优先利用的同时,正在不断地推动可再生能源产业的健康发展。
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2025年4月15日,四川电力交易中心正式发布《2025年四川电力市场结算细则》(以下简称结算细则)。相较2024年,新版结算细则全面优化结算机制,涵盖发电侧、用电侧、新型储能及资金管理四大领域,为四川电力市场结算提供制度保障。(来源:微信公众号“硕电汇”作者:小硕团队)一、发电侧结算1、结算数
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01本周交易轮次详情024月成交均价特别说明:批发市场成交均价并不代表最终到户电价,仅为到户电价中的重要组成部分。034月中长期合约市场电价与国网代理电价对比2025年电网企业代理购电平均购电价格包含政府授权合约差价分摊费用折价、燃机差价分摊费用折价、省间外购差价分推费用折价,表内国网代理购
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