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2024新能源发电装机规模将超煤电,市场如何解“新”题

   2024-03-28 南方能源观察 2024新能源发电装机规模将超煤电,市场如何解15031
核心提示:2024年全国新能源发电装机规模将达13亿千瓦左右,全国电力供需形势总体紧平衡。

2024年3月26日,中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)在北京举办主题为“加快形成新质生产力 推进电力高质量发展”的2024年经济形势与电力发展分析预测会,会议同时进行线上直播。

据中电联预测,2024年全国新能源发电装机规模将达13亿千瓦左右,全国电力供需形势总体紧平衡。

多位与会专家提到,随着能源转型不断提速,电力体制改革步入深水区。消纳困难和系统调节能力不足已在部分区域同步显现,新能源系统消纳成本将不断上升,市场机制设计需要持续“升级”。

01、2024全国电力供需展望:总体紧平衡

中电联党委书记、常务副理事长杨昆在主旨报告中提到,中电联预计2024年全年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时,比2023年增长6%左右;全年全国统调最高用电负荷将达到14.5亿千瓦,比2023年增加1亿千瓦左右。

2024年新投产发电装机规模将再次超过3亿千瓦。2024年底,全国发电装机容量预计达32.5亿千瓦,同比增长12%左右。非化石能源发电装机预计达18.6亿千瓦,占总装机比重上升至57%左右,其中并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦。

“预计2024年新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右,首次超过煤电装机规模,占总装机比重上升至40%左右。”杨昆说,“这意味着将提前实现2030年风光总装机12亿千瓦的目标。”

根据中电联秘书长郝英杰在2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告发布会上发布的数据,2023年非化石能源发电装机首次超过火电装机规模,占总装机容量比重首次超过50%,煤电装机占比首次降至40%以下。

2024年1-2月,我国全社会用电量1.53万亿千瓦时,同比增长11%,总体呈快速增长态势。预计2024年全国电力供需形势呈总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间,华北、华东、华中、西南、南方等区域中部分省级电网电力供应偏紧,部分时段需要实施需求侧响应等措施。

广州电力交易中心总经理钟声认为,经济复苏前景向好,2024年南方区域电力需求还会稳步增长。

截至2024年3月21日,南方区域累计统调发受电量2927亿千瓦时,同比增长11%,延续高增长。预计2024年南方区域最高统调负荷2.6亿千瓦,同比增长9.8%;统调发受电量1.6万亿千瓦时,同比增长7.5%。预计到2024年底,南方区域统调装机5.02亿千瓦,同比将增长12%,约占全国15.5%。

02、消纳困难和系统调节能力不足同步显现

杨昆认为,近年来,我国基本建成了以省、区域市场为基础,跨省跨区市场为重要支撑的电力市场体系,随着能源转型不断提速,电力体制改革也进入深水区。

“全国统一电力市场正在由大向强、由全向优转变。”杨昆指出,各地新能源入市的节奏还缺乏统筹,跨省区电力交易壁垒仍然存在,中长期与现货交易有待进一步衔接,批发市场价格信号没有真正向零售用户传导,辅助服务成本科学分摊和疏导的难度仍然很大。此外,新能源的绿色价值,气电、新型储能的灵活调节价值目前还没有得到合理体现。

北京电力交易中心书记、副总经理谢开介绍,2023年国网经营区大型风光基地开始并网送电,本地消纳与跨省跨区消纳并重。国网经营区域内分布式光伏装机规模达2.3亿千瓦,占光伏装机一半,对部分省份电力平衡影响已从量变走向质变。

受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响,2023年国网经营区域光伏发电日内最大波动2.59亿千瓦。特别是度夏、度冬期间,降温、取暖负荷激增,最高约3亿千瓦,最高负荷增速持续高于用电量增速,电力平衡保障难度进一步增加。

随着光伏装机大规模增长和发电同质化特征凸显,各地午间调峰能力普遍不足,光伏消纳困难和系统调节能力不足的问题同步显现。

谢开指出,物理空间上,省间通道在满足优先计划后,剩余通道空间不足,导致西北新能源消纳困难与东部绿电购买困难同时出现。市场空间上,新能源保障性收购与绿电市场化需求不匹配。当前,绿电需求较为旺盛的中东部地区,新能源主要作为优先发电计划保障性收购,用于保障优先购电等无绿电消费需求用户的电力消费,却难以满足市场化用户的绿电购买需求。

相关研究表明,新能源电量占比超过15%后,消纳成本将随新能源渗透率提高而快速增长。

“随着新能源系统消纳成本上升,更需要市场机制予以疏导。”谢开说。

03、推动市场向时、空两个维度双向延伸

谢开认为,当下我国能源投资和运行边际成本呈下降趋势,煤价逐步进入合理区间,但电价调整相对滞后;光伏、储能成本快速下探,为后续电能量价格下降打开空间,需要长期合同稳定预期。“要推动电力市场向时、空两个维度双向延伸。”

向更大空间延伸方面,需要进一步统筹全网电力供应保障和灵活调节能力,依托大电网、大市场,通过省间灵活交易,实现电能量和调峰、备用等资源的大范围余缺互济。具体措施包括:推动建立大型风光基地与火电、储能等打捆参与市场的新型交易模式;完善全国统一电力市场输配电价体系机制,探索引入两部制电价机制。

向更小空间延伸方面,要推动分布式新能源市场化消纳,明确入市路径和关键机制。逐步引导分布式光伏参与市场,做好“身份”甄别认定,有效区分自然人和商业开发用户,推动分布式光伏以聚合或直接的方式参与电力交易或接受市场价格,合理承担辅助服务或配储等消纳成本,打通分布式电源参与绿电交易通道。

向更长周期延伸方面,锁定远期收益,有效防范市场风险。借鉴国外PPA(Power Purchase Agreement,购电协议)的设计思路,建立风电、光伏项目通过PPA参与绿电交易机制,设计适用于我国国情的可再生能源PPA交易机制。探索新能源政府授权差价合约机制,衔接现行新能源保障性收购政策与市场化交易的过渡。

向更短周期延伸方面,推动用户和新能源参与现货报价,加快建设符合双边交易模式的现货市场,扩大现货市场覆盖范围;通过中长期交易连续运营加现货市场全覆盖,推进交易结果与实际运行曲线不断贴合,形成更加科学高效的分时价格信号,引导供需平衡。

为破解“保供应”和“促消纳”交织局面,钟声指出,首先要发挥中长期交易压舱石作用,守好保供稳价基本盘。2024年南方区域全区域年度签约总量突破8000亿千瓦时,同比增长19%,再创新高,其中省间中长期交易电量2179亿千瓦时,同比上升3.9%,省内6006亿千瓦时,同比上升18.6%。要构建优先发电计划灵活调整机制和省间、省内中长期连续交易“2个机制”,推动中长期合约灵活匹配供需变化。

其次要加强跨区跨省合作,西电东送方面巩固优先发电计划分电到厂机制,南北互联方面充分利用跨区通道,灵活开展余缺互济。

再次是创新“预招标+现货”交易模式,采用“事前定价、事后定量”的方式,破解新能源“事前定量难、曲线预测难、供需匹配难”难题。

04、南方区域市场进入“真金白银”阶段

钟声介绍,2023年南方区域电力市场成功实现了6次调电及2次结算试运行,市场活跃,电网稳定,出清价格与供需走势基本一致。市场机制促进电力保供作用明显,结算试运行期间云南、贵州煤电非停减出力减少90%以上。大市场、新机制促消纳效果突出,风光优先出清释放出了更多消纳空间。“短周期结算试运行期间,自然出现了广西送广东、广东送海南的新送电方向,充分利用了电网富余能力,展现了大市场优势。”

钟声指出,2024年南方区域电力市场建设进入市场化改革“深水期”、西电东送可持续发展“关键期”和能源绿色低碳转型“加速期”的“三期叠加”。“南方区域市场进入‘真金白银’阶段,2024年将按月结算运行,为2025年实现连续运行做准备。”

预计未来三年,南方区域将新增电力装机1.95亿千瓦,其中新能源1.06亿千瓦,占比54%;到2026年底,南方区域电源总装机将达6.5亿千瓦,其中新能源装机占比达35%,将成为第一大能源。

钟声认为,区域市场建设孕育着无限商机,火电企业要由“要电量”向“要利润”转变;新能源企业要由“靠补贴”向“靠市场”转变;售电公司要由“赚价差”向“做服务”转变;电力用户要由“按需用电”向“按价用电”转变。

 
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