广东电力市场2023年半年报告

广东电力交易中心2023年08月 前言 2023年上半年，在广东省能源局和国家能源局南方监管局的正确领导、电网公司的大力支持以及市场主体的积极参与下，广东电力交易中心认真贯彻落实国家和省电力体制改革各项部署要求，坚持稳中求进、守正创新，深入分析研判形势，聚焦解决重点难点问题，不断优化市场机制设计、完善技术支持系统功能、强化风险防范体系建设、提升市场主体服务水平，承接南方区域市场建设攻坚任务，圆满完成上半年市场交易各项工作。1-6月，广东电力市场累计交易电量2599.7亿千瓦时（含市场直接交易1447.4亿千瓦时、电网代购1152.3亿千瓦时），截至6月底市场连续平稳运行达20个月，市场秩序规范良好，市场运营活跃平稳。在政府主管部门和能源监管机构的支持指导下，建立健全新型储能参与市场交易机制，组织月度集中竞争分时段交易，推动代购优购电量按月开展偏差结算，扩大新能源发电试点参与现货交易范围，探索研究完善绿电交易机制，增加灵活避峰需求响应品种，促进电力系统安全、稳定、高效、绿色发展。 本报告以广东电力市场运行数据为主线，主要分析市场外部环境、市场运行情况、上半年工作情况及下半年工作安排等内容。数据主要来源于国家统计局、中国电力企业联合会、广东电网公司、广东电力交易中心等。报告及相关数据仅供市场分析与参考之用。 目录 一、市场外部环境...................................................................... 1 （一）宏观经济形势.................................................................. 1（二）电力供需情况.................................................................. 1（三）广东电网概况.................................................................. 5 二、市场运行情况...................................................................... 6 （一）市场主体.......................................................................... 6（二）市场结构.......................................................................... 9（三）中长期市场交易............................................................ 10（四）现货市场交易................................................................ 15（五）可再生绿电交易............................................................ 16（六）需求响应交易情况........................................................ 17（七）代理购电交易情况........................................................ 17（八）市场结算........................................................................ 18（九）零售市场交易情况........................................................ 21（十）风险控制情况................................................................ 23三、上半年工作情况................................................................ 24四、下半年工作安排................................................................ 29附录1：2023年电力市场政策文件........................................31附录2：2023年广东电力市场大事记....................................33 一、市场外部环境 （一）宏观经济形势 2023年1-6月，我国GDP总量59.3万亿元，同比增长5.5%；广东地区生产总值6.29万亿元，同比增长5.0%（表1）。 （二）电力供需情况 1.发电装机容量及发电量 截至2023年6月底，全国发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%（表2）。1-6月，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%（表3）；全国发电设备累计平均利用1733小时，同比减少44小时。 截至2023年6月底，广东电网统调装机容量1.78亿千瓦，同比增长8.1%（表4），其中，中调装机容量1.38亿千瓦，地调装机容量0.40亿千瓦；全省发受电量合计3668亿千瓦时，同比增长6.5%（表5）。 2.全社会用电量 2023年1-6月，全国全社会用电量43076亿千瓦时，同比增长5.0%（表6）；广东省全社会用电量3823.2亿千瓦时，同比增长7.5%（表7）；广东省最高统调负荷1.38亿千瓦，同比增长10.4%。 （三）广东电网概况 1.输电网规模 广东电网以珠江三角洲地区500千伏主干环网为中心，向东西两翼及粤北延伸。截至2023年6月底，共有220千伏及以上输电线路5.34万千米（含电缆）、变电站654座、主变容量4.35亿千伏安（含深圳电网）。 2.外部联网情况 截至2023年6月底，广东电网通过“八交十一直”高压输电线路与外部电网互联。其中，通过6回直流与云南电网联网，通过8回交流、3回直流与广西、贵州电网联网，北部、东部分别通过1回直流与国家电网联网。 截至2023年6月底，广东电网通过2回500千伏交流海缆与海南电网相联；通过4回400千伏线路与香港电网相联；通过8回220千伏线路与澳门电网相联。 二、市场运行情况 今年以来，广东首次组织月度集中竞争分时段交易，建立健全新型储能参与市场交易机制，推动代购优购电量按月开展偏差结算，扩大新能源发电试点参与现货交易范围，探索研究完善绿电交易机制，增加灵活避峰市场化需求响应品种，多措并举促进电力保供稳价以及能源绿色低碳发展。上半年，广东电力市场持续保持平稳有序运行，市场直接交易电量达1447.4亿千瓦时1。 （一）市场主体 上半年，新增13417家市场主体进入市场目录。截至6月底，共有64441家市场主体进入市场目录（表8），比2022年底增加26.15%。 从省内地市分布来看，售电公司仍以广州、深圳两地数量居多，共占全省总数的63.05%（图1）。 广东省内电力用户的地市分布如图3所示。 （二）市场结构 1-6月，发电侧市场集中度指数（HHI）处于1033-1276之间，平均值1175，总体上属于“低集中寡占型”市场结构；用电侧市场集中度指数（HHI）处于509-573之间，平均值523，属于“竞争型”市场结构（图4）。 注：根据美国能源署HHI评价标准，HHI指数小于1000为市场处于充分竞争状态，处于1000-1800区间为适度集中状态，高于1800则为高度集中状态。 1-6月，根据发电集团、售电主体（含批发用户）的实际发、用电量计算，发电侧、用电侧的Top1和Top4指数如图5所示。1-6月发电侧Top1和Top4指数平均值分别为26%和53%，用电侧Top1和Top4指数平均值分别为18%和33%。 （三）中长期市场交易 1-6月，广东省中长期电力市场一级市场总成交电量1309.43亿千瓦时2，成交均价545.18厘/千瓦时，其中煤机交易电量占比73.38%，气机交易电量占比20.45%，核电交易电量占比6.16%。 1-6月，广东省中长期电力市场二级市场成交电量40.73亿千瓦时，其中发电侧合同转让成交电量23.86亿千瓦时，成交均价549.95厘/千瓦时；用电侧合同转让成交电量16.86亿千瓦时，成交均价532.55厘/千瓦时。 1.年度交易 2023年，年度交易共成交2503.35亿千瓦时，成交均价547.14厘/千瓦时（图6）。其中，包括年度双边协商成交电量2416.59亿千瓦时，成交均价546.93厘/千瓦时，年度挂牌成交电量32.97亿千瓦时，成交均价552.28厘/千瓦时，年度集中成交电量13.01亿千瓦时，成交均价553.96厘/千瓦时；年内新增年度交易40.78亿千瓦时，成交均价553.52厘/千瓦时。年度交易分解至1-6月电量共1162.67亿千瓦时，成交均价546.64厘/千瓦时。 注：1、年内新增年度交易指多月双边协商交易中除次月标的以外的电量。2、年度交易价格考虑月前自主协商价格调整。 图6. 2023年年度交易分月情况（单位：亿千瓦时，厘/千瓦时） 2.月度交易 1-6月，月度交易累计成交电量147.36亿千瓦时，成交均价533.60厘/千瓦时（图7）；其中，煤机成交109.67亿千瓦时，成交均价531.46厘/千瓦时；气机成交36.03亿千瓦时，成交均价542.13厘/千瓦时；核电成交1.66亿千瓦时，成交均价489.85厘/千瓦时。 月度交易中，月度集中竞争交易共组织6次，净合约成交电量8.57亿千瓦时，成交均价514.88厘/千瓦时；月度双边协商交易共组织6次，累计成交电量110.89亿千瓦时，成交均价536.56厘/千瓦时；月度挂牌交易共组织6次，累计 3. 市场合同转让交易 1-6月，共组织月度发电侧市场合同转让交易6次，累计成交电量23.86亿千瓦时，成交均价549.95厘/千瓦时（图8）。其中，煤机受让电量16.53亿千瓦时，成交均价536.25厘/千瓦时；气机受让电量7.33亿千瓦时，成交均价580.87厘/千瓦时。 1-6月，共组织月度用电侧合同转让交易6次，累计成交电量16.86亿千瓦时，成交均价532.55厘/千瓦时（图9）。 4. 多日交易 1-6月，累计开展多日分时交易74次，净合约成交电量-0.60亿千瓦时（发电侧买入、用户侧卖出产生的减仓交易电量），均价536.83厘/千瓦时；累计成交电量2.07亿千瓦时，均价498.60厘/千瓦时。 （四）现货市场交易 1. 市场申报 1-6月，共有235台机组、160家售电公司和4家大用户参与日前申报，机组平均报价609厘/千瓦时。其中煤机563厘/千瓦时，气机820厘/千瓦时。 2. 市场出清 1-6月，发电侧日前总成交电量1976.4亿千瓦时。日前市场加权均价471厘/千瓦时，每日的现货日前均价最高835厘/千瓦时，最低170厘/千瓦时；实时市场加权均价484厘/ 千瓦时，每日的现货实时均价最高760厘/千瓦时，最低193厘/千瓦时。从价格水平分布来看，日前和实时价格主要集中在200-800厘/千瓦时，如图11所示。1-6月，现货偏差电量127.3亿千瓦时，占全市场用户总用电量的8.8%。 （五）可再生绿电交易 截至6月底，可再生绿电交易年内成交电量达34.1亿千瓦时，分解至1-6月电量13.6亿千瓦时。其中，年度双边协商分解至1-6月电量9.07亿千瓦时，电能量均价532.05厘/千瓦时，环境溢价均价20.45厘/千瓦时；可再生绿电月度双边协商1-6月成交电量4.53亿千瓦时，电能量均价540.14厘/千瓦时，环境溢