2024年11月21日,第二十届CSPV在中国·深圳开幕。大会主论坛环节,国家发展和改革委员会能源研究所时璟丽女士作《光伏等新能源参与电力市场现状和趋势》报告。时璟丽提出关于光伏发电市场的分析与思考。
2024年光伏发电市场分析:行业预期至少与上年相当的装机规模
2024年1-9月,新增16088万千瓦,同比增加25%,在新增电源装机中占比66%。
集中式:
一二三批沙戈荒风光基地项目有条件的尽可能年内并网;
预期四季度并网量增加,使全年集中式光伏装机与前三季度反转超过分布式光伏;
电量增速低于装机增速,等效利用小时数下降,反映消纳问题(在全部光伏发电中,装机占比56%,电量占比59%)。
分布式:
接网承载力、对入市等政策预期不明等因素带来市场格局变化,但总体上分布式光伏继续保持增长。
2024年1-9月,新增分布式光伏8522万千瓦,同比增长27%;
月度之间总体平稳;
工商业分布式规模增加,户用光伏放缓;
前三季度分布式同比增加27%,其中工商业同比增加83%,户用同比减少31%;
南移态势持续(主要是接网承载力因素),“传统”市场仍有较高装机。
电力市场化进展显著
2023年各交易中心市场交易电量5.7万亿千瓦时,同比增长7.7%,占全社会用电量比重61.4%(2016年17%2022年60.8%)
2024年1-9月各交易中心市场交易电量4.59万亿千瓦时,同比增长9.2%,占电网售电量比重为74.9%,占全社会用电量比重62.0%
1、全国各个省份均开展了多年、年度、月度、月内的电力中长期交易
2、大部分省份着手开展涉及日前、日内的电力现货交易试点
3、涉及电能量、辅助服务交易等交易品种,水、火、风、光、核等发电主体
4、除居民、农业外的各类用户,储能、负荷聚集商、虚拟电厂等新兴主体广泛参与
5、覆盖全国范围的省内省间多层次统一电力市场体系初步成型
光伏发电等新能源参与市场面临量价不确定带来稳发展规模、稳投资挑战
光伏发电面临市场化形势,参与市场方式建议
1、明晰新老政策边界
保障收购(电量和电价)和参与市场,尽快明确政策,实施新老划断;
存量项目延续保障性收购;
新增项目部分/全部电量参与市场。
2、合约方式参与市场
开发企业可选择直接参与市场或合约参与市场方式。合约是通过竞价签订PPA,形成的偏差资金由一定电网区域内全部工商业分摊。
3、新能源+储,聚合,虚拟电厂等
同时市场实现开发企业自愿选择新能源+储能,源网荷储;
鼓励聚合和虚拟电厂方式,尤其是对于分布式光伏。
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2024年光伏发电市场分析:行业预期至少与上年相当的装机规模
2024年1-9月,新增16088万千瓦,同比增加25%,在新增电源装机中占比66%。
集中式:
一二三批沙戈荒风光基地项目有条件的尽可能年内并网;
预期四季度并网量增加,使全年集中式光伏装机与前三季度反转超过分布式光伏;
电量增速低于装机增速,等效利用小时数下降,反映消纳问题(在全部光伏发电中,装机占比56%,电量占比59%)。
分布式:
接网承载力、对入市等政策预期不明等因素带来市场格局变化,但总体上分布式光伏继续保持增长。
2024年1-9月,新增分布式光伏8522万千瓦,同比增长27%;
月度之间总体平稳;
工商业分布式规模增加,户用光伏放缓;
前三季度分布式同比增加27%,其中工商业同比增加83%,户用同比减少31%;
南移态势持续(主要是接网承载力因素),“传统”市场仍有较高装机。
电力市场化进展显著
2023年各交易中心市场交易电量5.7万亿千瓦时,同比增长7.7%,占全社会用电量比重61.4%(2016年17%2022年60.8%)
2024年1-9月各交易中心市场交易电量4.59万亿千瓦时,同比增长9.2%,占电网售电量比重为74.9%,占全社会用电量比重62.0%
1、全国各个省份均开展了多年、年度、月度、月内的电力中长期交易
2、大部分省份着手开展涉及日前、日内的电力现货交易试点
3、涉及电能量、辅助服务交易等交易品种,水、火、风、光、核等发电主体
4、除居民、农业外的各类用户,储能、负荷聚集商、虚拟电厂等新兴主体广泛参与
5、覆盖全国范围的省内省间多层次统一电力市场体系初步成型
光伏发电等新能源参与市场面临量价不确定带来稳发展规模、稳投资挑战
光伏发电面临市场化形势,参与市场方式建议
1、明晰新老政策边界
保障收购(电量和电价)和参与市场,尽快明确政策,实施新老划断;
存量项目延续保障性收购;
新增项目部分/全部电量参与市场。
2、合约方式参与市场
开发企业可选择直接参与市场或合约参与市场方式。合约是通过竞价签订PPA,形成的偏差资金由一定电网区域内全部工商业分摊。
3、新能源+储,聚合,虚拟电厂等
同时市场实现开发企业自愿选择新能源+储能,源网荷储;
鼓励聚合和虚拟电厂方式,尤其是对于分布式光伏。
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