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河北独立储能2024：充放电价差最大0.723元/kWh，"电能量+容量租赁+容量补偿"盈利模式

储能与电力市场

2025-03-04

导读：《北京电力交易中心2024电力交易年报》

储能与电力市场获悉，近日，北京电力交易中心发布《北京电力交易中心2024电力交易年报》。全面梳理了2024年国家电网有限公司经营区域的电力交易情况、市场主体发展、现货市场推进、辅助服务优化以及储能市场建设等方面的进展。

年报显示，2024年国家电网区域内，市场成员中共包含196家独立储能。为推动储能等新型主体参与市场，北京电力交易中心充分调研，设计新型主体入市方案，并取得一定成效。

年报重点介绍了河北南网、四川、安徽、浙江在推动新型主体参与电力市场方面的成果与经验。其中河北南网构建了独立储能电站“电能量+容量租赁+容量补偿”多维电力市场体系：

电能量交易方面，独立储能参与中长期分时段交易，通过“低充高放”获得价差收益，充放电价差最大可达0.723元/kWh；

容量租赁交易方面，独立储能向需要配储的新能源企业出租容量，获得租赁收益，并在全国首创容量租赁市场结算考核机制；

容量补偿方面，独立储能享受容量电价补偿政策，全年最高100元/kW。

2024年12月，河北发改委相继发布了冀北电网、河北南网电力中长期交易方案，规定独立储能参与容量租赁交易时，交易的上、下限2025年暂定400、200元/千瓦·年，这是全国首个提出了储能容量租赁价格下限要求的省份。根据此次年报发布的内容，最大可达0.723元/kWh的充放电价差，更是引领全国。

此外，河北省独立储能还可获得容量补偿电价支持（该补偿通过工商业电力用户电价分摊），最低限价容量租赁价格+高充放电价差+容量补偿，河北省独立储能获得最强支持。

根据年报的介绍：

四川，构建了“季前-日前-日内”全过程响应机制，并在2024年首次实现需求侧市场化响应规模化应用。8月7日至9月6日，通过电力交易平台累计组织响应交易17次，申报用户数3144家、负荷聚合商62家、虚拟电厂4家，最大出清电力406万千瓦。

安徽，创新提出负荷聚合商代理分布式光伏参与市场模式。探索开展分布式光伏聚合试点交易。

浙江，推动新型主体参与辅助服务市场。在2024年迎峰度夏期首次完成百万千瓦级市场化可调节资源参与第三方辅助服务交易，最大削峰能力达106.7万千瓦。

2024年，除北京、天津、冀北、西藏外，国网区域内其他23个省级电力现货市场已开展试运行，其中山西、山东、甘肃3个省级现货市场已转入正式运行。辅助服务市场已包含调峰、调频、备用、爬坡等交易品种，除西藏外，其余省份已实现辅助服务全覆盖，山东率先推出爬坡辅助服务，与现货联合出清。

2024年国家电网经营区域内，全社会用电量为7.7万亿千瓦时，同比增长6.6%；市场化交易电量为50196亿千瓦时，同比增长7.3%；发电装机容量为262665万千瓦，同比增长13.9% 。其中，清洁能源装机容量为146832万干瓦，同比增长23.8%；新能源发电量14864亿千瓦时，新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，市场化占比51.8%，较去年上涨5.5个百分点。

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《北京电力交易中心2024电力交易年报》的部分重点内容如下。

市场整体情况

年报数据显示，2024年，国家电网有限公司经营区域全社会用电量为7.7万亿千瓦时，同比增长6.6%。国家电网有限公司经营区域发电装机容量为262665万千瓦，同比增长13.9% 。其中，清洁能源装机容量为146832万干瓦，同比增长23.8%，占全部装机比重为55.9% , 同比提高4.5个百分点。

2024年，国家电网有限公司经营区域市场化交易电量为50196亿千瓦时，同比增长7.3%。其中，省间市场化交易电量为11654亿千瓦时，同比增长7.3%。省内市场化交易电量38542亿千瓦时，同比增长7.2%。新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，市场化占比51.8%。

图源：《北京电力交易中心2024电力交易年报》

市场成员

2024年国家电网有限公司经营区域经营主体数量及增长情况分别为656792与15.6%。其中发电企业33789家、售电公司2281家、电力用户619409家、独立储能196家、电网企业37家。

图源：《北京电力交易中心2024电力交易年报》

现货及辅助服务市场

2024年，国家电网有限公司经营区域内现货市场全覆盖稳步推进。省间电力现货市场于10月15日转入正式运行，经营区26个省和蒙西地区6000余家主体参与；省级电力现货市场除北京、天津、冀北、西藏外，其他23个省级电力现货市场已开展试运行，其中山西、山东、甘肃3个省级现货市场已转入正式运行。

辅助服务市场品种持续丰富。2024年，国家电网有限公司经营区域辅助服务市场已包含调峰、调频、备用、爬坡等交易品种。6个区域电网均已正式运行区域内调峰辅助服务市场，华东、华中、东北、西北已正式运行区域备用辅助服务市场；省内方面，除西藏外，其余省份已实现辅助服务全覆盖，山东率先推出爬坡辅助服务，与现货联合出清。

新型主体参与市场

北京电力交易中心充分调研，设计新型主体入市方案，提出新型主体以聚合交易、接受市场价格等方式参与市场。

河北建立“电能量+辅助服务+容量租赁+容量补偿”的多元协同市场机制，服务新型储能参与市场。其中：

电能量交易方面，独立储能参与中长期分时段交易，通过“低充高放”获得价差收益，充放电价差最大可达0.723元/kWh；

容量租赁交易方面，独立储能向需要配储的新能源企业出租容量，获得租赁收益，并在全国首创容量租赁市场结算考核机制；

容量补偿方面，独立储能享受容量电价补偿政策，全年最高100元/kW。

另外，四川开展市场化需求响应，有效助力迎峰度夏电力保供。上海、北京调动电动汽车充电负荷，创新试点“新能源车充新能源电”交易。浙江则引导虚拟电厂等负荷侧资源参与辅助服务市场交易，服务电力系统安全稳定运行。

北京电力交易中心能源范围优化配置
及中长期交易电力保供

2024年，北京电力交易中心积极响应四川、新疆、宁夏、甘肃、青海等能源富集地区电力外送需求，实现外送电量4808亿千瓦时。

北京电力交易中心年度市场签约规模达到1.23万亿千瓦时，占全年省间交易规模的80%以上，充分发挥省间中长期交易电力保供“压舱石”作用。其中支撑浙江电力保供、助力江苏迎峰度夏以及缓解四川夏季用电紧张局面：

浙江6-9月增加省间交易电量14.79亿千瓦时，迎峰度夏外购电规模达486亿千瓦时，同比增长11.7%，最大受入电力4594万千瓦，省间通道能力全部用满。

江苏年度购电1846亿千瓦时，占全年省间购电93.8%，中长期合同签约率高。月度交易中，高峰时增购电力487万千瓦，各省间通道均满送。迎峰度夏时，购入电力3690万千瓦，占本省最大负荷25%，有力保障电力供应。

协调四川增购西北、华北及跨区富余电力，并购回水电外送合同，通过德宝直流增送201万千瓦。利用渝鄂直流富余空间增送102万千瓦，并首次通过雁淮、复奉直流支援52万千瓦，多方协作确保电力供应平稳。

北京电力交易中心中长期市场运营

北京电力交易中心强化省间资源配置，提升月内市场交易频次，实现中长期市场工作日连续运营。2024年省间中长期市场月内交易达1788亿千瓦时，同比增长19%，度夏期间晚峰送电增至609万千瓦，缓解重点省份电力紧张。依托富余电源，开展短周期增送交易183亿千瓦时，并利用区域负荷差异，创新开展小时级错峰互济交易。

同时，提升中长期交易灵活性，北京电力交易中心推进省间多通道竞价交易，实现多区域电网错时互济，建立跨国网、南网、蒙西电网互济机制，推动蒙西电网首次在中长期市场实现购电与跨区送电交易。

原文如下：