国家能源局《2024 年度中国电力市场发展报告》：多领域呈现电力市场新态势

7月17日，国家能源局发布《2024年度中国电力市场发展报告》。其中指出，2024 年，我国电力市场发展在装机、电量、储能、虚拟电厂、辅助服务等多方面呈现出新态势。

从发电装机与电量方面来看，截至 2024 年，全国累计发电装机容量攀升至 33.49 亿千瓦，当年新增 4.29 亿千瓦。其中，风光发电装机表现亮眼，新增 3.58 亿千瓦，累计装机量达 14.07 亿千瓦，同比增长 33.9%，彰显出清洁能源装机的迅猛发展势头。在发电量上，全国发电量达到 10.09 万亿千瓦时，较上年增长 6.7%。风光发电量为 1.83 万亿千瓦时，新增量为 3660 亿千瓦时，占总新增发电量的 58.1%。全社会用电量达 9.85 万亿千瓦时，同比增长 6.8%，2016-2024 年年均增速为 6.6%，反映出社会用电需求持续增长。

新型储能参与市场方式更为多元。2024 年，我国新型储能参与电力市场呈现 “政策框架统一、区域差异化探索技术多元化应用” 的特点，能通过电能量市场、辅助服务市场等多种途径获取收益。不同地区的储能参与现货市场方式各有特色，山东、广东以 “报量报价” 参与；山西可自主选择 “报量报价” 或 “报量不报价”；甘肃则采用 “报量不报价”，且多地储能可自主决定是否参与现货和调频市场，如广东、甘肃、山西、山东等地。

虚拟电厂在电力市场中开启有益尝试。国家出台相关政策，如《2024 年能源监管工作要点》要求推动用户侧储能、虚拟电厂等新型主体进入电力市场；《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》明确新型经营主体与其他主体市场地位平等。各地积极响应，通过多种交易品种互补，鼓励虚拟电厂参与电能量市场和辅助服务市场。市场经营主体丰富多样，涵盖华能、国电投等国有企业，电管家、特来电等民营企业，以及芬欧汇川等外资企业。

辅助服务市场的品种日益丰富。区域层面，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现资源互补；南方则开展与区域现货市场衔接的调频、备用交易。省内方面，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需求，探索爬坡等灵活调节资源的交易。以南方区域调频辅助服务市场为例，2024 年市场运行平稳，年出清均价为 11.23 元 / 兆瓦，年调频总里程约 1.22 亿兆瓦。2024 年 2 月独立储能进入市场后，市场竞争加剧，呈现 “量增价减” 趋势，平均出清价格同比下降 11.9%，提供里程同比提升 10% 以上。

在费用分摊上，2024 年全国电力辅助服务市场费用总计 402.5 亿元。其中，用户侧分摊 11.1 亿元，占比 2.8%，平均度电分摊价格为 0.0008 元 / 千瓦时；发电侧中，煤电、风电、光伏发电、核电、水电、气电、其他电源分摊比例各异，分别为 24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，平均度电分摊价格为 0.0053 元 / 千瓦时。分品种来看，调峰费用最高，为 330.4 亿元，调频 68.9 亿元，备用 2.9 亿元，其他 0.3 亿元 。

总体而言，2024 年我国电力市场在多个关键领域取得了显著进展，为后续进一步完善电力市场体系、推动能源转型和保障电力供应奠定了良好基础。

来源：碳云管理中心

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