2024年3月26日，中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）在北京舉辦主題為“加快形成新質生產力 推進電力高質量發展”的2024年經濟形勢與電力發展分析預測會，會議同時進行線上直播。

據中電聯預測，2024年全國新能源發電裝機規模將達13億千瓦左右，全國電力供需形勢總體緊平衡。

多位與會專家提到，隨著能源轉型不斷提速，電力體制改革步入深水區。消納困難和系統調節能力不足已在部分區域同步顯現，新能源系統消納成本將不斷上升，市場機制設計需要持續“升級”。

01、2024全國電力供需展望：總體緊平衡

中電聯黨委書記、常務副理事長楊昆在主旨報告中提到，中電聯預計2024年全年全社會用電量將達到9.8萬億千瓦時，比2023年增長6%左右；全年全國統調最高用電負荷將達到14.5億千瓦，比2023年增加1億千瓦左右。

2024年新投產發電裝機規模將再次超過3億千瓦。2024年底，全國發電裝機容量預計達32.5億千瓦，同比增長12%左右。非化石能源發電裝機預計達18.6億千瓦，占總裝機比重上升至57%左右，其中并網風電5.3億千瓦、并網太陽能發電7.8億千瓦。

“預計2024年新能源發電裝機規模將達到13億千瓦左右，首次超過煤電裝機規模，占總裝機比重上升至40%左右。”楊昆說，“這意味著將提前實現2030年風光總裝機12億千瓦的目標。”

根據中電聯秘書長郝英杰在2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告發布會上發布的數據，2023年非化石能源發電裝機首次超過火電裝機規模，占總裝機容量比重首次超過50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。

2024年1-2月，我國全社會用電量1.53萬億千瓦時，同比增長11%，總體呈快速增長態勢。預計2024年全國電力供需形勢呈總體緊平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期間，華北、華東、華中、西南、南方等區域中部分省級電網電力供應偏緊，部分時段需要實施需求側響應等措施。

廣州電力交易中心總經理鐘聲認為，經濟復蘇前景向好，2024年南方區域電力需求還會穩步增長。

截至2024年3月21日，南方區域累計統調發受電量2927億千瓦時，同比增長11%，延續高增長。預計2024年南方區域最高統調負荷2.6億千瓦，同比增長9.8%；統調發受電量1.6萬億千瓦時，同比增長7.5%。預計到2024年底，南方區域統調裝機5.02億千瓦，同比將增長12%，約占全國15.5%。

02、消納困難和系統調節能力不足同步顯現

楊昆認為，近年來，我國基本建成了以省、區域市場為基礎，跨省跨區市場為重要支撐的電力市場體系，隨著能源轉型不斷提速，電力體制改革也進入深水區。

“全國統一電力市場正在由大向強、由全向優轉變。”楊昆指出，各地新能源入市的節奏還缺乏統籌，跨省區電力交易壁壘仍然存在，中長期與現貨交易有待進一步銜接，批發市場價格信號沒有真正向零售用戶傳導，輔助服務成本科學分攤和疏導的難度仍然很大。此外，新能源的綠色價值，氣電、新型儲能的靈活調節價值目前還沒有得到合理體現。

北京電力交易中心書記、副總經理謝開介紹，2023年國網經營區大型風光基地開始并網送電，本地消納與跨省跨區消納并重。國網經營區域內分布式光伏裝機規模達2.3億千瓦，占光伏裝機一半，對部分省份電力平衡影響已從量變走向質變。

受光伏電源“午間大發、晚峰為零”特性影響，2023年國網經營區域光伏發電日內最大波動2.59億千瓦。特別是度夏、度冬期間，降溫、取暖負荷激增，最高約3億千瓦，最高負荷增速持續高于用電量增速，電力平衡保障難度進一步增加。

隨著光伏裝機大規模增長和發電同質化特征凸顯，各地午間調峰能力普遍不足，光伏消納困難和系統調節能力不足的問題同步顯現。

謝開指出，物理空間上，省間通道在滿足優先計劃后，剩余通道空間不足，導致西北新能源消納困難與東部綠電購買困難同時出現。市場空間上，新能源保障性收購與綠電市場化需求不匹配。當前，綠電需求較為旺盛的中東部地區，新能源主要作為優先發電計劃保障性收購，用于保障優先購電等無綠電消費需求用戶的電力消費，卻難以滿足市場化用戶的綠電購買需求。

相關研究表明，新能源電量占比超過15%后，消納成本將隨新能源滲透率提高而快速增長。

“隨著新能源系統消納成本上升，更需要市場機制予以疏導。”謝開說。

03、推動市場向時、空兩個維度雙向延伸

謝開認為，當下我國能源投資和運行邊際成本呈下降趨勢，煤價逐步進入合理區間，但電價調整相對滯后；光伏、儲能成本快速下探，為后續電能量價格下降打開空間，需要長期合同穩定預期。“要推動電力市場向時、空兩個維度雙向延伸。”

向更大空間延伸方面，需要進一步統籌全網電力供應保障和靈活調節能力，依托大電網、大市場，通過省間靈活交易，實現電能量和調峰、備用等資源的大范圍余缺互濟。具體措施包括：推動建立大型風光基地與火電、儲能等打捆參與市場的新型交易模式;完善全國統一電力市場輸配電價體系機制，探索引入兩部制電價機制。

向更小空間延伸方面，要推動分布式新能源市場化消納，明確入市路徑和關鍵機制。逐步引導分布式光伏參與市場，做好“身份”甄別認定，有效區分自然人和商業開發用戶，推動分布式光伏以聚合或直接的方式參與電力交易或接受市場價格，合理承擔輔助服務或配儲等消納成本，打通分布式電源參與綠電交易通道。

向更長周期延伸方面，鎖定遠期收益，有效防范市場風險。借鑒國外PPA（Power Purchase Agreement，購電協議）的設計思路，建立風電、光伏項目通過PPA參與綠電交易機制，設計適用于我國國情的可再生能源PPA交易機制。探索新能源政府授權差價合約機制，銜接現行新能源保障性收購政策與市場化交易的過渡。

向更短周期延伸方面，推動用戶和新能源參與現貨報價，加快建設符合雙邊交易模式的現貨市場，擴大現貨市場覆蓋范圍；通過中長期交易連續運營加現貨市場全覆蓋，推進交易結果與實際運行曲線不斷貼合，形成更加科學高效的分時價格信號，引導供需平衡。

為破解“保供應”和“促消納”交織局面，鐘聲指出，首先要發揮中長期交易壓艙石作用，守好保供穩價基本盤。2024年南方區域全區域年度簽約總量突破8000億千瓦時，同比增長19%，再創新高，其中省間中長期交易電量2179億千瓦時，同比上升3.9%，省內6006億千瓦時，同比上升18.6%。要構建優先發電計劃靈活調整機制和省間、省內中長期連續交易“2個機制”，推動中長期合約靈活匹配供需變化。

其次要加強跨區跨省合作，西電東送方面鞏固優先發電計劃分電到廠機制，南北互聯方面充分利用跨區通道，靈活開展余缺互濟。

再次是創新“預招標+現貨”交易模式，采用“事前定價、事后定量”的方式，破解新能源“事前定量難、曲線預測難、供需匹配難”難題。

04、南方區域市場進入“真金白銀”階段

鐘聲介紹，2023年南方區域電力市場成功實現了6次調電及2次結算試運行，市場活躍，電網穩定，出清價格與供需走勢基本一致。市場機制促進電力保供作用明顯，結算試運行期間云南、貴州煤電非停減出力減少90%以上。大市場、新機制促消納效果突出，風光優先出清釋放出了更多消納空間。“短周期結算試運行期間，自然出現了廣西送廣東、廣東送海南的新送電方向，充分利用了電網富余能力，展現了大市場優勢。”

鐘聲指出，2024年南方區域電力市場建設進入市場化改革“深水期”、西電東送可持續發展“關鍵期”和能源綠色低碳轉型“加速期”的“三期疊加”。“南方區域市場進入‘真金白銀’階段，2024年將按月結算運行，為2025年實現連續運行做準備。”

預計未來三年，南方區域將新增電力裝機1.95億千瓦，其中新能源1.06億千瓦，占比54%；到2026年底，南方區域電源總裝機將達6.5億千瓦，其中新能源裝機占比達35%，將成為第一大能源。

鐘聲認為，區域市場建設孕育著無限商機，火電企業要由“要電量”向“要利潤”轉變；新能源企業要由“靠補貼”向“靠市場”轉變；售電公司要由“賺價差”向“做服務”轉變；電力用戶要由“按需用電”向“按價用電”轉變。