关于新能源全面市场化新型储能发展的若干思考

刘永奇 2025年9月 汇报内容 新能源全面入市的重要意义和影响 新形势下储能发展的重点关注问题 新能源发展取得历史性成就 发电量占比持续提升 “十四五”以来，我国风光发电量在全社会用电量的占比由2020年的9.7%摄高到2024年的18.6%2025年上半年风光发电量1.15万亿千瓦时，占全社会用电量比例接近1/4， ■装机规模全球领先 双碳目标成效显著 ，截至2025年7月底，非化石能源发电装机22.3亿干瓦，其中风光发电16.8亿干瓦，。“十四五”非化石能源消费比重目标是20%，2024年已达19.8%，。新能源的发展成为实现双碳目标的中流低柱， ●我国风电装机规模连续15年稳居世界第一，光伏装机连续10年稳层世界第一。。“十四五”以来，我国风光发电合计装机由2020年的5.3亿千瓦增加到2025年7月底的16.8亿千瓦年均增速28%，占总装机容量的49.90%， （二）新能源发展的历史沿革-三条主线 新能源实现由小到大，由大到强的跨越式发展 在鼓励包容的基础上，综合考虑产业实际情况，引导高质量发展 电量全额收购 ·电价补贴，鼓励发展 ·增量项目全面市场化 《中华人民共和国可再生能源法》（2006年）：全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。 超出当地热煤标杆（基准）电价部分由国家补贴，资金来源于可再生能源电价附加补贴湿步退拨，直至平价上网， 136号文（2025年）：增量项目施行机制电价+机制电量+全量入市，推动新能源建设高质量发展 ·消纳利用保持较高水平 高速发展 ·大基地开发模式 “十三五”期间，新能源装机超过水电，成为第二大装机：“十四五期间（年均增长28%），新能源装机超过煤电，规为第一大装机 通过加强电网和调节能力建设、大电网统一2018-2024年，新能源利用率连续7年超过调度以及推动媒电机组灵活改造等措施，95%, 开发规模由数万千瓦到数十、百万千瓦，再到“沙戈荒”、“水风光”千万干瓦级大基地 ·规范化要求实行 技术提升、造价下降 ·电网友好型并网 风机单机容量由数十千瓦增长到数十非瓦；光伏转换效率由20%左右提升至25%左右：风电开发模式由陆上向滩涂，近海和远海发展：技术革新准动造价成本大帽下降 电网公司陆续推动并网标准体系筹备。包括新能源井网服务，调度运行管理规范、接入电力系统技术规定等多项行业级/国家级标准明确 从“弱支撑、低抗扰”特点向“故障穿越主动支撑乃至将网“等方向发展 （三）136号文 136号文在各地实施细则制定过程中，具有明显的差异化， ■基于区域资源烹赋差异化，机制电量规模比例区别较大，■基于现有电力市场政策（特别是新能源入市交易规则）衔接差异化。市场主体态度区别较大 推动新能源上网电价全面由市场形成 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。 建立支持新能源可持续发展的价格结算机制 在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。 区分存量和增量项目分类施策 存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定 2025年9月11日，山东省新能源机制电价竞价结果出炉 口22个省区已跟进136号文实施细则（含征求意见稿）。 口6个省区已开始正式实施发布的实施细则。 口光伏12.48亿千瓦时，出清价格为0.225元/千瓦时。 口1个省已完成首轮新能源机制电价竞价。 (三)136号文 告别“保量保价”时代 新能源发展实现平价低价上网，全面迈入市场化竞争的新阶段，这一转变标志着我国新能源产业从改第培育期正式过渡到市场成然期。在此肾繁下，新能源项目的投资回服不再依赖于固定的电价补贴和电量保障，而是需要通过提升自身竞争力来获取市场份额， 电价形成机制的根本转变 电价从固定模式转向市场化定价，价格波动将或为新常态，企业需积吸适应市场动态，电价波动量现“日内峰谷差扩大。季节性波动显著”的特点。这要求新能源企业建立完善的电价预测机制，通过参与日前、日内、实时多时段交显优化收益，并探索“电价保险”等金工具对冲价格风险。 发展驱动力的深刻变革 经营模式由政策驱动转为市场竞争驱动。这一转变型通企业遇过技术创新、成本控制和管理的特续优化来提升核心竞争力，推动行业从“规模扩张”向“质量优先”和“技术驱动”转型。 收益模式与风险的全新格局 收益来源不再局器于单一的保障性收购电价，而量拓限为市场电费、环境价值（如源证等）及潜在机制电价补偿的多元化组合，与此同时，企业还需承扣械动服务等分摊或本，收益的不确定性随之增加 （三）136号文 意义和影响 助力全国统一电力市场形成 市场价格动态形成 新能源全面入市打破地域壁垒，促进跨省跨区交易规模扩大，有利于电力资源在全国范围内优化配置 市场价格将更真实地反映电力的供需关系和系统调节成本， 价差波动可能加大 促进多层次、多品种市场体系完善 新能源出力高峰时段，可能出现负电价，峰谷价差、丰桔价差有望进一步拉大，这为储能等可调节资源创造了更大的套利空间和需求， 推动现货市场、中长期市场、辅助服务市场（调峰、调频等）、容量市场等进一步发展和协同。 环境价值显性化 催生新型市场主体和商业模式 绿电交易、绿证等环境溢价将逐步在市场价格中得到体现。 独立储能、虚拟电厂、聚合商等新型主体参与度提高，需求响应交易稳步推进， 对各类市场价格的影响 对电力市场建设与完善的影响 汇报内容 新能源全面入市的重要意义和影响 新形势下储能发展的重点关注问题 （一）新型储能发展现状 截止2024年底，全国已建成投运新型储能项自累计装机规模达7376万于瓦/1.68亿于瓦时，约为“十三五”未的20倍。全国新型储能平均储能时长2.3小时，较 （二）新型储能发展的三点基本认识 1.功能定位更加清晰 源网荷储“四环节”主要功能定位更加清晰明确，储能的技术突破与经济合理性将推动与支持电力系统快速演变++ （二）新型储能发展的三点基本认识 2.调节性能价值更加显著 预计“十五五”末国网公司经营区最大调节需求约9-10亿于瓦，调节能力仍将较为稀缺性。 ■在新型电力系统中，储能的灵活可控性、快速响应能力，将发挥更加显著的调节性价值。 源网荷“三环节” （二）新型储能发展的三点基本认识 3.技术选择更加多样 新型储能的技术路径尚未定性，行业处于产业结构多样性，技术多元化的状态 结合储能设备特性与市场需求匹配，以价格信号为导向，各类储能将进一步找准自身定位。 （三）新型储能发展的三个环节 新型储能发展总体围绕“价格机制、需求场景、技术进步”三个环节。 价格机制逐步完善，市场模式更加明确 调节场景需求突显，经营逻辑更加清晰 技术路径持续创新，响应能力更加匹配 （三）新型储能发展的三个环节 1.价格机制 ■新型储能发展逻辑由“政策驱动”转向“市场驱动”，系统客观需求与价格机制完善推动产业迈入“价值驱动”时代。储能价值将通过市场化重构及市场化机制充分释放。 01 02 03 储能价值显性化 价格波动加剧 全量入市 调节需求倍增 随着新能源入市，电力市场的供需关系更加复杂，价格波动加剧，这对电力系统的稳定运行提出了更高要求，也为储能提供了套利机会。 价格波动的加剧使得电力系统的调节需求大幅增加，储能作为灵活的调节资源，其重要性息发凸显，市场对其需求也相应增加。 新能源全量入市是政策的核心起点，要求新能源项目全面参与市场交易，改变了新能源消纳的方式，为后续一系列变化埋下伏笔， 在这样的背景下，储能的价值逐新显性化，其在电力系统中的作用从幕后走向前台，成为保障电力系统稳定运行的关键因素， （三）新型储能发展的三个环节 1.价格机制 新型储能联模化建设专锁行动方案 ■全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富。 (2025—2027 年) ■加快完普新型储能市场机制。推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制鼓励新型储能全面参与电能量市场，“新能源+储能作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。引导新型储能参与辅助服务市场，有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种。 （三）新型储能发展的三个环节 2.需求场景 独立储能、新能源配储、用户侧储能将随着各地区新能源入市+现货市场推进、新政策出台等，增加收益预期 ■独立储能。市场前景广阔，但目前投资回报率偏低。随着电池技术的发展与成本下降，容量电价补偿机制的出台，现货市场价差扩大，有利于独立储能发展。 ■新能源配储。短期看，取消强制配储或对新能源配储及租赁市场需求造成一定影响。长期看，新能源开发主体或需要通过储能提升自身电能量价值，适应全面入市情况，推动由“要我配储”转向“我要配储”。 用户侧储能。当前，用户电能量电价已达到市场预期低点，随着绿电直连等文件出台，储能建设进一步帮企业降低成本。同时，储能+充电桩等融合场景发展可期 （三）新型储能发展的三个环节 3.技术进步 未来，新型储能将通过市场方式参与系统调节和获取收益，“建而不用”将不复存在，高频运行对新型储能电站的技术和安全提出更高要求。 ■新型储能与其他调节资源客观存在竞争协同关系，需要在技术经济性上创造比较优势。 ■切实做好新型储能发展的设备技术选型和技术选代创新。 （四）新型储能发展的三个视角 围绕促进能源转型（新能源优先发展及消纳）和保障系统安全稳定（调节性支撑性资源发展及调用）核心目标，将更加开放负责的支持新型储能发展，做好网储协调（并网标准、信息接入、调度规则等），鼓励支持调节性资源在各种场景下发挥作用，体现相应的调节性价值。聚合多资源、探索新模式，以“储能+多元市场主体一体化协同丰富运营模式，通过 1.电力系统 价格引导不同场景调动和报价，实现共赢。 ●用户侧储能：源网荷储、虚拟电厂等创新模式交易自由度。 。独立储能：发挥实时调节能力。。新能源配储：实现自调度模式。 推进电源侧储能应用，推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能等。 拓展电网侧储能应用。推动在负荷密集接入，大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点，开展独立储能电站建设。创新多场景应用模式，绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式等。 培育试点应用场景。创新“人工智能+”应用场录，培育一批技术领先、应用前景好、可复制性强的新型储能应用场景。 （四）新型储能发展的三个视角 明确的政策保障、需求场景将形成更加清晰的市场化价格信息，稳定投资预期更有利于促进储能投资。 2.投资主体 市场化机制下，储能的市场交易能力成为核心竞争力，重视电能量市场（中长期、现货）的电价走势和比价关系，通过优化交易策略和灵活调配，提升发电效率和价格风险管理能力。 ■重点关注1：丰富交易品种，储能参与跨省跨区的省间现货等区域平衡场景。 1■重点关注2：价格形成过程中，体现稀缺性资源的价值。在交易规则设定中，适当放宽边界条件，引导储能差异化发展。 （四）新型储能发展的三个视角 匹配多样性的产业结构与多样化的技术路径，一方面，提升各类储能常规性能满足不同需求场景：另一方面，强化大数据、智能化应用，充分发挥储能稀缺性调控能力价值。 3.技术主体 储能在未来产品开发过程中要进一步强化经济性、高效率、高安全，全生命周期的度电成本与循环寿命、低成本技术路线和系统效率是重要参数，安全稳定运行和精益运维是重要保障。 全生命周期的度电成本+循环寿命 谢谢！