分布式、源网荷储发展与分散式微市场

新能源发展现状

• 我国新能源装机规模连续多年稳居世界第一，约占全球的40%。截至2024年底，风电、太阳能发电装机合计达到14.06亿千瓦，占总发电装机的比重超过40%，提前6年完成“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。
• 新能源高比例接入导致负电价问题，如甘肃2024年新能源以地板价出清的时段超过3000小时，山东和浙江也出现负电价现象。负电价成因包括供需失衡、政策补贴、限价规定、新能源和火电企业的利益诉求等。
• 关于负电价的思考：认为负电价不合理，固定补贴是主因，建议合理设置上下限，通过市场机制解决。

新能源相关政策发展

• “136号文”后，新能源上网电量全面入市，采用“机制外电量+机制电量”的结算机制，推动现货价格充分反映时空供需，绿证独立定价体现环境溢价。
• “保量保价”转向“市场收入+机制电价”，机制电价补偿部分电量，绿证需求与可再生能源消纳责任权重挂钩，未来绿证价值提升后机制电价将逐步退坡。

集中式：全国统一电力市场下的新能源大基地

• 我国新能源产业沿集中式开发（沙戈荒大基地）和分布式建设两条路径发展，需协调“集中西送”与“分布东用”模式。
• 沙戈荒大基地规划总规模1.47亿千瓦，输电通道年利用小时4500小时左右，绿电占比不低于50%，新能源利用率不低于90%。
• 大基地需实现风光火储“联营”，模式包括打捆交易或实质性联营联运。

分布式：零碳园区与绿电直连

• 绿电直连指电源不直接接入公共电网，通过与用户直接连接的线路供电，分为并网型和离网型。
• 零碳园区建设要求包括用能结构转型、节能降耗、产业结构优化等，重点推进低碳化零碳化改造。
• 绿电直连运行管理要求源荷匹配，自发自用比例不低于60%，并不断提高；调度运行管理需实现内部资源协同优化。
• 新能源发电就近消纳模式包括绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等，项目需公平承担稳定供应保障费用，实行按容（需）量缴纳输配电费。

适应高比例新能源的多维协同电力市场设计

• 新型电力系统特征为高比例新能源接入和新兴主体快速发展，电力电量平衡模式发生深刻变化。
• 需设计跨周期平衡调节交易品种“报价不报量”，完善容量市场机制，综合考虑各类主体有效容量系数。
• 中长期与现货价格关联，通过连续交易增强透明度和流动性；现货与辅助服务联合出清，实现系统平衡模式转变。

分散式市场运营模式

• 未来电力零售市场将向多元化业务模式拓展，包括电能量市场、器务市场、数据信息服务、多能互联服务等。
• 局部微市场是新型电力系统的关键创新载体，聚焦配网侧小微分散主体，通过市场化机制实现资源协同优化。
• 微市场特点包括服务对象小微性、运营范围局部性、组织模式去中心化，通过分层动态平衡机制实现内部优化+外部对冲，并与大市场衔接。