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2022年1月,国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发体改[2022]118号文,简称“118号文”),提出到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。自此,新能源入市节奏显著加快。2023年,全国新能源市场化交易体量接近7000亿千瓦时,占全部新能源发电量的47%,部分大型发电企业新能源参与市场的比例已经超过50%。
新能源入市参与现货交易,以时空价格信号全面反映新能源造成的电力时空供需不平衡关系,是提高新能源消纳利用率和可持续发展空间的不二选择,但新能源入市也面临着项目收益下降、波动难预测、与其他机制缺乏衔接等诸多难题。
在由中国电力企业联合会主办的第二届(2024年)电力市场发展论坛的圆桌讨论环节,来自电网企业、发电企业、交易机构、高校的与会嘉宾围绕新能源入市难点热点问题展开了深入探讨,提出市场设计要以扩大新能源消纳为目标、释放现货价格信号、构建多元化价值体系市场机制等建议。
Q
中国电力企业联合会规划发展部副主任电力市场分会秘书长 韩放:推动我国新能源大规模入市,需要着力解决哪些问题,省间和省内市场在促进新能源消纳和入市方面都有哪些创新实践?
A
国家电力调度控制中心副总工程师 王德林:新能源大规模入市,存在两个方面的问题:一是新能源通过市场要实现更大范围的消纳、提升消纳利用水平,这是市场本身能够解决的问题;二是如何保障新能源能够获取适当的收益,护航新能源长远发展,仅依靠市场可能无法彻底解决这一问题,需要配套出台相关政策。
关于第一个问题,提高新能源消纳水平,现货市场能够起到巨大作用,现货市场峰谷价差很大程度上体现了调节资源的价值,较大的峰谷价差会更有利于新能源进入市场。新能源之所以能够进入市场消纳,实际上是调节资源“让”出了一部分的发电空间,“让”得越多,新能源的消纳就越多。通过加大峰谷价差,能够让调节资源得到适当的补偿,这也是新能源在市场能够更多消纳的原因。目前,我国多数现货市场的限价是0~1.5元/千瓦时,从调节资源来看,即便是比较贵的新型储能,价差达到0.7元/千瓦时就能够盈利。新能源大规模入市的前提是让现货市场尽快在全国范围内开展起来,这对促进新能源消纳意义重大。
关于第二个问题,要让新能源企业有一个稳定的收入预期,这其实不是只靠市场就能够解决的问题,需要政府出台一定的政策支持,比如政府授权合约等方式。在过去新能源发展过程中,项目类型比较多,带补贴的、不带补贴的、平价的、扶贫的等,政府需要统筹考虑,实现平稳过渡。
我国省间市场的前身是富余可再生能源消纳机制,最早所有交易标的都是新能源和水电,其设计初衷本身就是为了促进新能源消纳,但现在又增加了其他的市场主体,包括火电、核电机组等,所有的市场主体都可以参与省间市场。省内市场现在主要是山东、山西、甘肃,有的已经正式运行,有的是连续结算试运行。优化省内中长期交易,原来提的要求主要面向火电机组,年度长协达到90%,但其实这些要求对新能源企业并不“友好”,因为针对新能源的长期负荷预测非常不准确。在山西市场,中长期交易包括年度、季度、月度,直到两三天前的滚动交易,这样可能更有利于新能源入市。在山东,新能源得到容量补偿,风电按照高峰时段的平均出力作为有效容量,光伏按照全天的平均出力作为有效容量,未来新能源参与容量市场也能够得到一定的收益。
Q
韩放:市场是我们解决新能源消纳和生存问题的根本机制,但仍然需要一些场外的政策支持。绿电绿证交易机制是支撑新能源全面入市的必要条件。为了扩大绿电绿证交易规模,促进绿色消费,还有哪些重点工作要完成?
A
北京电力交易中心市场部主任 李竹:通过绿电绿证市场,新能源企业的环境价值得到了充分体现,更加有利于新能源参与电力市场。绿电绿证市场也满足了用户低碳转型、绿色用能的需求,属于发用多方共赢的机制品种。
绿电交易从2021年9月开展以来,截至今年5月,国网经营区域累计交易量已经达到1764亿千瓦时,2024年前五个月交易电量达到934亿千瓦时,同比增长155%。绿证交易2022年下半年起在交易平台开展交易,截至2024年5月,交易量累计达到5899万张,今年前五个月交易3390万张,同比增长了30倍,持续保持高速增长态势。下一步,我们还要开展四个方面的工作:
进一步激发需求。从需求侧发力,现在的绿电绿证交易更多的是自愿性消费,下一步需要提供更多有实用价值的绿电绿证使用场景,比如逐步落实出口认证环节或者国内碳排放抵扣、能源消费总量抵扣等政策,进一步增强大家主动消费绿电的意识和需求。我们也要进一步落实可再生能源消纳责任权重,推动所有的用户公平地承担转型成本。
进一步完善交易机制,包括绿电绿证交易的组织和衔接,丰富绿电交易的组织频度和窗口,为用户提供更加灵活的交易机会。进一步优化跨省的绿电交易机制,尤其是促进东部绿电资源不足地区的用户消费绿色电力。
进一步加强政策衔接,包括绿电绿证之间的政策衔接,绿电绿证和碳市场之间的政策衔接,以及和自愿碳减排市场(CCER)的衔接,促进环境价值的充分体现,同时避免环境价值的重复计算。
进一步加强国内国际标准建设,加强绿电绿证国际互认。目前,国际上对绿电的定义、种类、获取方式都还缺乏全球有共识的通用标准。下一步,希望通过国际标准的建立,推动我国绿电绿证的国际互认。
Q
韩放:从发电企业的视角来看,新能源入市面临哪些挑战?从推动新能源可持续发展的角度,对于政策和市场机制有哪些建议?
A
中国华电集团市场营销部副主任 张东民:作为新能源发电企业,新能源入市面临着“价”和“量”的挑战。目前看来,入市以后新能源的消纳量没有明显的变化,但价格有明显的下降。新能源降价就是利益再分配的过程。换句话说,新能源的价格下降以后,让出来的利去哪儿了?一方面让利给用户,另一方面新能源系统调节成本高,入市消纳需要调峰调频保障,因此让利给调节资源提供者也是合理的。在这一过程中,如何平衡各类主体的利益,确保“谁服务、谁获利,谁受益、谁承担”,是政策制定时应该关注的重点。
新能源入市与其快速发展密不可分。2022年出台的规划目标,到“十四五”末,可再生能源年发电量要达到3.3万亿千瓦时,去年已达到3万亿千瓦时,预计今年会提前完成“十四五”目标。但这也会带来一系列问题,例如局部地区特定时段“电力供大于求”等。从新能源发电企业的角度来看,希望入市后电价降幅不要过大,以免影响到新能源的可持续发展。一个行业如果都赚钱是不正常的,如果有20%~30%赚钱是比较健康的,但要是都赔钱也是有问题的。因此,建议在市场规则制定时要保持“底线思维”。
新能源发展至今,已经成为拉动地方投资的重要支撑之一。有的地方一方面想降低电价拉动经济,另一方面也担心降价会影响新能源的投资和发展,并在其中寻找平衡。所以,新能源企业也要加深认识,在平衡的过程中找到自身的发展和支撑点,找到能够长期健康发展的良好渠道。
Q
韩放:当前,电力市场正在不断健全完善,交易品种更加丰富,交易频次逐渐增加。新能源企业在现货市场环境下生存需要具备哪些能力?现货与中长期市场如何协同完善,从而更好地支撑新能源入市?
A
北京兰木达技术有限公司总经理 朱治中:新能源企业在新的市场环境下需要做好三件事情:
第一是做好“交易全周期发电预测”,以前新能源企业做的是短期功率预测和超短期功率预测,目的是满足“两个细则”考核的要求。在现货市场的背景下,新能源企业需要对传统的功率预测进行升级,以满足现货交易的需要;同时,短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也需要发展和优化,基础来自于新能源场站自身的历史数据积累、多源气象预报数据的研究。总之,针对单一新能源场站的中长期市场和全市场新能源的电量预测模型,都需要花大力气进行研究提升。
第二,不要把“交易”理解为一个名词,这是一个动词。新能源企业电量和电价预测必然存在偏差,知道偏差了需要怎么控制?只能是通过交易调整持仓来规避风险。所以,新能源企业一定要建立适应新能源高波动特性的高频交易能力,时时刻刻针对小时与15分钟颗粒度的电量进行合同仓位调整。但目前,行业在这方面的人才储备极其欠缺,大多数企业还在使用Excel进行交易,在一个人需要覆盖五、六个场站的情况下,还想实现高频交易是不现实的,这一问题不解决的话,新能源高频交易与风险控制就无从谈起。
第三,构筑资源整合能力。保障电量消纳、经营增收的核心是资源整合,即通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”与“新能源+用电”,减少单独预测新能源的难度,方便通过交易在多主体之间进行偏差调整,并抓住更多的交易机会,从而保证交易收益和电量消纳。毕竟,在市场交易策略之外,新能源企业通过自身努力能做到的就是通过“新能源+其他”打捆形成资源整合能力。
当前,预测、交易和调节是新能源企业需要深耕的三大核心能力,但能力的发展必须以市场平台的搭建为前提,当前市场的舞台刚刚成形,还有很多有待优化的地方。
如果没有高频交易的舞台,新能源企业能力再强也发挥不出来。因此,市场需要建立并完善以小时为单位的标准化能量块,摒弃或减少“带曲线的交易”。究其原因,每一类新能源企业的出力曲线都不一样,强制要求所有企业“带曲线交易”会大大地减少市场流动性,要把“带曲线交易”变成单一时段或者少量时段的能量块交易,以此提升中长期市场交易品种的流动性,通过激发充足的流动性来控制风险。
无论是政策研究者,还是市场从业者,很多人还是以计划或原来物理交易的思维来开展中长期交易,对中长期市场的交易电量作出过多的人为限制,一旦出现偏差就要考核或者产生额外的费用。经过简单估算,偏差考核或回收费用大概会减少新能源企业20%左右的收入。理想的情况应该是由现货市场来真正决定发用电量,对中长期电量过多的限制要求应该取消。
现货市场有上下限价格限制,中长期市场也有上下限价格限制,两者的逻辑并没有完全统一,这也会增加新能源的交易风险。例如火电企业可以去报“天花板价”或“地板价”,但新能源叠加了电量偏差的风险,在一定的市场条件下,新能源企业是不敢“赌”的,所以市场的价格限制会限制新能源的交易能力。
最后,为了实现与现货市场的衔接,中长期市场一定要摈弃火电市场和计划经济时代的思维,如果电量预测不准,交易发不出来,表面上是控风险的压舱石,实际上全部是套利行为。这种交易对稳价起不到相关作用。因此,需要设立适应新能源特性的中长期交易品种,真正根据新能源电量能够相对准确预测的时长来确定市场周期。由于气象精准预测能力大约是一周,所以以7天作为新能源的中长期交易周期也许比较合适。
Q
韩放:众所周知,新能源入市是世界性难题,目前还没有放之四海而皆准的通用方案。更早建立的国外市场对于新能源入市已经展开了一些有益探索。国外主要国家有哪些典型经验可供我国借鉴?
A
东南大学电力经济技术研究所所长 高赐威:“新能源”“入市”其实是两件事情:要让电力行业采用市场化的方式运行,需要遵循市场规律,按照市场方式对相关资源进行相应的配置。市场化是我国全面深化改革开放以来所做的完全正确的大事,电力行业正积极参与其中。
而大力发展“新能源”是重要的国家能源环境政策,国外发展新能源是从环境的角度出发的,市场化只是一种手段。所以,不管是中国还是其他国家碰到的问题其实是一样的。新能源一开始成本很高,如果不是因为政策的原因,我们不会考虑发展新能源,因为经济层面没有竞争力。所以,最初发展新能源都需要政府出台扶持政策,不管是在中国还是国外都是如此。
例如德国和中国一开始采取固定价格收购,后来发现市场的关键是要有价格信号,如果用固定价格收购,就无法促使新能源厂商提高与市场相关的技术和预测能力,所以之后改为实施市场溢价补贴,即由市场决定新能源的价格,然后还可以拿到政府的额外补贴,通过这种方式促进新能源入市。对新能源企业而言,政府补贴是一块相对固定的收入,但他们依然受到市场价格的影响,所以依然有动力提升自己的生产效率和改善自身的发电特性。
英国可再生能源差价合约(CfD)是市场上很好的避险工具,通过这种差价合约的方式给予新能源固定的补贴。后来发现如果给的是一个固定的价格,将导致价格锁定,反映供需的市场价格对新能源企业来说起不到引导作用,需要有更好的方式促使新能源能够感知到市场价格变化的影响。而美国采取的更多是可再生能源的配额制。
目前在中国,不管是绿电、绿证、配额制还是市场溢价补贴和差价合约,这些机制都属于舶来品,但是在国内都有相关的应用或落地。比如,国内比较关注政府授权差价合约,主要可以分为两种类型:一是政府的保障性收购,二是以市场化的方式进行购售电。即便是采取保障性收购,新能源的收入也应该受到市场价格的影响,这样市场价格仍然可以起到合理的引导作用。在实践中,要是不参与到现货市场,可能都不知道新能源价值有多低。山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现持续的低电价甚至负电价,这种价格本身并无“过错”,而且这恰恰真实反映出供需不匹配的情况。所以,个人建议采取市场溢价补贴的方式,即新能源的市场价格是最终到手价格的一部分,场外收入的部分需要基于其他原则来设计,可以是政府提出的目标价格和市场平均结算价格之间的差值。
未来,希望政府在出台政策时尽量依托于市场机制,出台具有导向性的政策。比如“新能源强制配储”还有待优化,个人建议用市场的方式引导企业主动配置储能,市场价格应反映供需,新能源场站出于自身利益的考虑,主动配置储能来提高新能源的可预测性,缩短转移电力功率发出的时间,平滑出力曲线等,如此一来,系统的综合运行效率也会大大提升。
Q
韩放:电力系统和新能源产业在参与国际合作方面,特别是“一带一路”国家和地区中都有哪些潜力和机会?
A
博鳌亚洲论坛研究院副院长 曹莉:近期,中东、北非地区特别是海湾国家在新能源产业合作方面表现出强烈意愿。该地区对清洁能源和电力技术的研发和应用需求特别大,发展空间也特别广阔。很多国家风光储量资源丰富,一些地方的太阳能发电成本接近全球最低,未来这些地方通过太阳能发电制氢具有很大的成本优势。储氢发电、特高压输电技术有利于电力的发展和输出,如果海湾国家能够朝着这个方向转型,未来可以把他们富余的电力往北输送到欧洲,或往南输送到非洲其他国家。
目前,我国光伏企业往中东地区供应的主要还是光伏组件和材料,在提供集成解决方案方面还有很大的提升空间。希望未来我国的电网和发电企业能够“抱团”出海,形成一整套的解决方案“走出去”。
中国和海湾国家应对气候变化融资合作前景良好。一些海湾国家的主权财富基金实力非常雄厚,更为重要的是,这些主权财富基金承担着引领海湾国家能源转型的重要任务。中国的中投公司不久前刚与海湾国家投资人设立了中海基金,沙特电力集团新能源公司是丝路基金的重要股东。总之,中东和北非地区有资源、有需求、有资金,中国有技术、有设备、也有资金,双方在落实应对气候变化行动、推动能源转型方面可以展开充分合作。
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4月27日,作为国家首批增量配电业务改革试点单位的宿迁运河港配售电有限公司,正式完成虚拟电厂注册,开启增量配电网转型发展新纪元。通过数智化技术聚合分布式能源、储能及可控负荷,成功构建起“源网荷储”协同互动的虚拟电厂运营体系,实现传统配电业务与新兴能源服务的深度融合,为新型电力系统建
01为什么要优化工商业分时电价结构?当前,我省新能源装机规模不断扩大,新能源发电出力的波动性和间歇性,导致电力供需平衡难度不断增加,全网常态化面临午间光伏大发时的消纳挑战,春秋两季消纳矛盾更为突出。通过优化分时电价结构,推动全体电力用户共同参与电网调峰,促进工商业用户更为精准地响应
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“导读:2025年4月的欧洲大停电震惊全球,作为高度智能化电网的代表性地区,AI为何在关键时刻未能预警?本文根据新闻报道和当下资料进行推测,重在构建应用场景,尝试剖析AI在电力系统中的应用盲区与现实边界,探讨未来智能电网的优化方向,厘清技术与制度协同的出路。”(来源:叶春能源作者:叶春)2
4月28日17:00,4月月内交易“鸣金收兵”,全月集中交易呈现出“月初高开高走,月中冲高快速回落,月末大幅震荡”的态势,成交均价为401.02元/兆瓦时。至此,依据2025年四川电力市场燃煤火电政府授权合约机制设计,4月燃煤火电机组政府授权合约的最大可获得价差已明确显现,为38.18元/兆瓦时,与3月(4
为实现“双碳”目标,中国在多方位统筹布局,其中碳市场作为控排减碳的重要政策工具,其对于电力市场的影响不可忽视。中国于2021年正式启动全国碳排放权交易市场,是全球规模最大的碳市场。虽然全国碳市场当前仍处于起步阶段、流动性偏低,但已经逐步形成一套成熟的“总量控制-配额分配-排放交易-核查
4月28日,内蒙古自治区能源局发布《关于鼓励签订多年期购电协议稳定发用电主体市场预期有关事宜的通知》,文件指出,本通知所指多年期购电协议包括在交易平台通过双边协商或集中挂牌达成的多年期绿电交易合同、电力用户与新能源发电企业在电力市场外签订的多年期绿电交易合约、电力用户与新能源发电企
为主动响应电力市场化改革趋势,精准对接用户多元化需求,进一步降低工商业用户用电成本,江苏省近期创新推出优化版工商业分时电价政策(苏发改价格发〔2025〕426号)。新政策以“市场导向、用户为本”为核心,通过动态电价机制引导供需双侧高效互动,既助力企业降本增效,更推动电力市场繁荣发展。此
导语自数据被列为第五大生产要素以来,国家高度重视数据要素市场发展,近年来密集出台政策法规,对培育数据要素市场作出系列部署,并组建国家数据局,统筹推进数据要素市场化配置改革。各地方、各行业多措并举,推进数据要素流通市场活跃度显著提升,数据要素市场规模达到千亿级。电力行业是一个高价值
一、市场供需情况1、新能源装机高速增长,装机占比接近一半截至2025年3月底,全省发电装机总容量(不含新型储能)23652.55万千瓦,其中水电406.86万千瓦,占比1.72%;火电12094.18万千瓦,占比51.13%;核电418.40万千瓦,占比1.77%;风电2668.78万千瓦,占比11.26%;太阳能发电8064.33万千瓦,占比34.0
本文系四川省月内电力市场关键价格信息的全面汇总,旨在向四川电力市场的所有关注者和参与者提供即时、详尽的当月市场价格信息。包括“电网代理购电价、分摊费用折价、直购市场批发交易集中平台均价、省内中长期交易结算情况(用电侧)、零售市场结算情况”等数据,协助相关方快速、全面地了解当前四川
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2025年毫无疑问是国内电力市场经历巨变的一年。一方面,136号文的出台,新能源全面入市,取消强制配储。另一方面,现货市场进展迅猛,电力市场化改革持续深化,各类经营主体陆续入市参与交易,市场活力被进一步激发,交易模式日益多元。改革带来的震荡致使市场生存法则重构,售电企业不再仅仅是简单的
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江苏作为第二批现货试点省份,现货市场一直在稳步推进中,随着2025年一季度的结束,市场主体对2025年现货市场何时开展、以何种形式开展,也是格外关注。(来源:微信公众号“淼爸评书”)淼爸团队也对此进行了一定学习,和大家分享一下,也请各位大神批评指正。纯技术上的探讨。首先,聊聊江苏省开现货
北极星储能网获悉,4月21日,杭州鑫蜂维网络科技有限公司同江苏同力日升机械股份有限公司就算电协同领域签订战略合作协议,秉承资源共享、互利共赢、长期稳定的合作原则,共同推进算力中心储能、新型零碳智算园区与人工智能算力技术创新业务的深度协同。通过算电协同有效提升智算数据中心的运营效率和
近期,我国主要新能源基地频繁遭遇极端天气挑战:4月中旬,华北出现历史罕见12级以上大风;西北部分地区PM10浓度突破5000微克/立方米;南方局部地区出现短时强降水、雷暴大风等强对流天气。这些极端天气不仅大幅降低新能源发电设备运行效率,更导致发电量骤降,直接威胁电力交易履约安全。与此同时,国
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一图读懂|关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知
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