新能源及儲能參與電力市場交易白皮書2024

華能天成租賃新能源及儲能參與電力市場交易新能源及儲能參與電力市場交易現狀新能源及儲能在2023年實現跨越式發(fā)展風電核電水電火電2023年底，風電和太陽能發(fā)電合計裝機2023年底，已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3,139萬千瓦/6,687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時新能源參與電力市場交易比例逐年提升2019~2023年全國電力市場交易電量及占全社會用電量的比例2019~2023年，我國新能源市場化交易電量逐年增長。源總發(fā)電量的47.3%。時，是2022年的2.4倍；完成綠證交易2,364萬張，相比于2022年的145萬張，增長了15倍。儲能參與電力市場開啟加速度2023年，北京電力交易中心發(fā)布新型儲能主體注冊能主體186家，容量突破1000萬千瓦。政策各省對儲能參與輔助服務的價格及補償進行了政山東容量租賃√√V(調頻)√山西VVVV(充放電價差)廣東V√廣西VV(中長期交易)V√VV√√V√江蘇VV√V(中長期交易)貴州V√典型地區(qū)新能源及儲能參與電力市場調研02首個現貨市場正式運行省——山西“中長期交易+現貨交易+輔助服務”中長期市場中長期合問分解至日直接交易日內機組組合分時交同日滾動交同日前省同現貨日前跨省調峰日前省內期貨日內隱省調峰區(qū)交易現揚差團省內調費用分攤差價合約監(jiān)首指標體系。偏用評估體系、市場力監(jiān)測體系，信息發(fā)布機制能源行業(yè)咨詢知識星球能源行業(yè)培訓會議及其他服務答疑咨詢實習機會能研智庫可提供以下企業(yè)服務(前四項)和個人服務(后四項),詳見下欄，每張圖片均超鏈接相關業(yè)務的詳細介紹。訂閱號二維碼(左)|申請加入能源群(右，申請請訂閱號二維碼(左)提供工作名片或者學生證驗證身份)視頻號二維碼(左)ERR能研微訊頭條號、西瓜視頻(右)抖音視頻(右)山西新能源參與現貨市場的方式及收益均價0.3596元/kWh·火電1,604億千瓦時均價0.3599元/kWh·光伏25.4億千瓦時均價0.3110元/kWh2023年，現貨機組結算均價0.3577元/kWh·風電結算均價0.2650元/kWh·光伏結算均價0.2440元/kWh·電化學儲能結算均價0.5093元/kWh綠電交易典型區(qū)域——冀北易；新能源企業(yè)分月、月度交易上限，暫按2020~2022年60%確定),配建調相機的項目交易上限按1.3倍執(zhí)行。分月風電平均利用小時×50%(平價項目60%)分月光伏平均利用小時×50%(平價項目60%)·高耗能企業(yè)，通過綠電交易抵消能耗“雙控”指標和國際競爭力冀北典型項目參與現貨交易模擬假設冀北區(qū)域優(yōu)先發(fā)電計劃電量和新能源仿真模擬顯示2025年該風電場節(jié)點邊際最高電價0.7753元/kWh,最低電價0元/kWh,全年加權平均電價為0.1472元·中長期合約覆蓋90%電量，增收15.6%價，增收11.4%8,760小時上網功率時序曲線中長期合約覆蓋90%電量h8,760小時節(jié)點邊際電價時序曲線中長期合約僅覆蓋預測價格較低時段電量價格(元Awh價格(元Awh)2023年度中長期交易均價0.5539元/kWh,貼近廣東中2024年度交易均價0.4656元/kWh,同比下降15.9%。入市機組大幅增長等方面影響，廣東日前和實時平均節(jié)點價格分別為0.438元/kWh和0.448元/kWh,較2022截至2023年底，寧夏已投運新型儲能容量約286萬千瓦，僅為并網新能源規(guī)模的8%,遠無法滿足當地電網實際調峰需求。寧夏電網儲能裝機容量需求為新能源裝機的·輔助服務交易。儲能頂峰交易報價上限為2022年12月31日前并網的儲能電站1.2元/kWh,2023年1月1以上、持續(xù)充電時間2小時以上，井滿足相關際運行情況，按照調峰資源提供者由任到高的報價順序依次出清執(zhí)行的交易。單邊竟價交易族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會市場運營規(guī)則的通知》(西北監(jiān)能市場(2021〕14號)統(tǒng)計周期共96個單位統(tǒng)計周期.服務費用/kWh).(2022]81號)站僅依靠參與電力市場獲益，項目IRR(稅前)為-3.6%,考慮容量租賃收益后，項目IRR(稅前)為7.3%調峰輔助服務計量方式充電量充放電深度(DOD)90%綜合效率82%0.6元/kWh(試運營期調峰輔助服務價格八折結算)運營期限10年電池衰減頂峰輔助服務價格1元/kWh年運維費用300萬元僅考慮參與電力市場收益項目IRR(稅前)考慮全部收益項目IRR(稅前)益租售收入補貼收入出租容量入。容量租賃參考價(不超過200元/kWh·年),1,000kWh以上的儲能項目，2023~2025年獎勵標準分別為140、120、100元/kWh河南獨立儲能電站商業(yè)模式以一座100MW/200MWh采用磷酸鐵鋰技術路線的獨立儲能電站為例，項目總造價3.2億元。經測算，電站在運營期內年均收入約5,160萬元，以容量租賃收入為主；參與市場交易的年均收入(充放電收入與調峰補償收入)合計約1,164萬元。投資回收期約7年，電站全投資內部收益率(稅前)充放電效率：90%系統(tǒng)轉換效率；83%系統(tǒng)容量衰減率：首年4.5%之后每年1.5%電站折舊：按總造價95%計提參與充放電每年50次申報價格區(qū)間申報價格區(qū)間于價，申報次日低谷、腰荷時段可提供調峰輔助服務的能力，調節(jié)速率，最大可連續(xù)充電時間，調峰輔務費=KZ(交易時段儲能電站深度調峰電量x中標價格)市場湖南儲能參與電力市場的收益分析容量租賃2023年湖南新型儲能容量市場化交易容量容量100MW/200MWh的儲能項目，容物的為DAdONW2OOMNh的能而目調峰輔浙江用戶側儲能參與電力市場收益分析用戶側儲能尚未進入市場，主要通過峰谷套利方式獲得收益，同時也可以參與需求響應獲得相應收益；隨著電力市場的發(fā)展，未來浙工的工商業(yè)用戶側儲能可以通過虛擬電廠等以聚合商的方式參與電力市場交易。/kWh,按1.7元/Wh造價、每天“兩充兩放”,不考慮需求響應收入、財政補貼收入和聚合通過虛擬電廠參與輔助服務可能獲得的收入，浙江工商業(yè)用戶側儲能的全投資內部收益率(稅前)也可達到12%以上。浙江1-10(20)kV工商業(yè)電價(2023.3)浙江1-10(20)kV工商業(yè)電價(2023.7)江蘇用戶側儲能參與電力市場收益分析根據目前的峰谷價差情況，以每天“兩充兩放”,一年330次充放計算，江蘇一個3小時工商業(yè)用戶側儲能項目IRR(稅前)為8.3%。充故電深度(DOD)電池壽命10年電池衰減日均婚環(huán)次數330天運維費用17萬元/年未來如果江蘇參考浙江取消平時段，只設置峰時段、谷時段，用戶側儲能項目“兩充兩放”價差將大幅擴大，項目經濟性或將大幅提高。滿足電網安全運行和新能源優(yōu)先消納的條件2023年，山東現貨市場年均價0.3531元/kWh,比基準價2023年，山東光伏現貨度電年均價0.2166元/kWh,同比上漲5.9%;風電現貨度電年均價0.2878元/kWh,同比下降8.9%全能用電處費·國集出力一圖外結考-口有一—某責價接第——項勞長筆對1,000~2,000萬左右，容量補償費用約600~900萬，未峰系數1.71.71.71.7123467812345678甘肅“新能源+儲能”項目參與電力市場模擬對負荷開展場景假設，進行儲能相應動作測算·本地負荷功率曲線呈1,000MW平直工業(yè)負荷，且無調節(jié)能力時，并網約束造成了一定的限電·本地負荷功率曲線呈2,000MW平直工業(yè)負荷，且有較強調節(jié)能力時，儲能設備動作頻繁，將并網約束限電率控制到極低項目為175萬千瓦風電、50萬千