2023年广东电力市场年度报告

GuangdongPowerMarketAnnualReport 目录CONTENT 前言广东电力交易中心致辞Ⅱ专栏现货市场“转正”历程0101市场运行情况05电力供需情况05经营主体06市场结构08中长期市场交易60现货市场交易13可再生绿电交易14新型储能参与交易14需求响应交易14市场机组代购电交易14市场结算15零售市场交易18风险控制182024年年度交易19022023年工作情况21032024年工作安排26附录12023年电力市场政策文件28附录22023年广东电力市场大事记33 前言 2023年，在省能源局和南方能源监管局的正确领导、电网公司的大力支持以及经营主体的积极参与下，广东电力交易中心坚持稳中求进、以进促稳，认真贯彻落实国家和省电力体制改革工作部署，推动电力市场交易机制和运作体系逐步趋于稳定、成熟，市场研究、建设和运营持续“走在前”，实现电力现货市场全国首批转入正式运行。 作为全面贯彻党的二十大精神开局之年，2023年市场建设运营取得积极进展：印发现货市场实施方案，扎实做好现货市场第三方评估，市场规范化运营迈上新台阶；重构绿电交易模式，实现发用两侧全覆盖，交易量同比翻番；打造涵盖“中长期+现货+辅助服务”完整的独立地，完善双边协商价格统计方式；推动220kV及以上新能源全面参与现货交易，建立健全低压工商业用户入市机制；全力支撑南方区域电力市场建设，实现国内首次区域现货市场结算试运行。一年来，市场建设成效显著，全年市场规模达5754.1亿千瓦时（全国第1），占广东全社会用电量比例约68%，市场直接交易电量3141.4亿干瓦时（全国第2），同比增长5%，绿电交易电量39.7亿千瓦时（全国第5），同比增长158%，经营主体数量突破7.9方家。 本报告以广东电力市场运行情况为主线，回顾了广东电力现货市场转正式运行历程，总结了2023年交易结算情况、重点开展工作以及2024年主要计划安排等内容，数据来源于广东电网公司、广东电力交易中心等单位。报告相关内容及数据仅供市场分析与参考之用。 致辞 66龙年伊始，万象更新，岭南大地，春意盎然。在此，谨代表广东电力交易中心全体员工，向广东电力市场的指导者、建设者和参与者，以及关心广东电力市场的各界人士致以美好的新春祝福，并表示衷心的感谢！ 2023年，我们守正道开新局、致广大尽精微，全面贯彻国家电力市场化改革部署，实现广东电力现货市场全国首批转入正式运行，始终走在全国前列。回顾这一年，我们弘扬改革精神，敢闯敢试，矢志前行，推动广东电力市场建设取得重要进展和积极成效：坚持“以进促稳”全面落实电改重点任务，持续优化市场交易规则，完善气机成本补偿机制，实现电力现货市场“由试转正”，全力支撑南方区域市场建设，研究两级市场街接机制，推动区域现货开展首次结算试运行。遵循“先立后破加快建设新型能源体系，建立独立储能多维交易机制，深挖系统灵活调节资源价值，重构适应新形势的绿电交易体系，激发省内绿色用能潜力，充分满足全省绿电消费需求。主动“删繁就简”精心服务广大经营主体，印发首个《电力零售市场管理办法》，推出履约保证保险担保形式，着力降低经营成本；升级完善交易系统，实现零售平台"一站式”便捷服务；精心谋划2024年市场交易安排，推动500方干瓦时及以上工商业用户全部“入市”、所有220kV及以上新能源参与现货交易，深入研究容量电价、一次能源传导机制，为全年市场平稳有序运行奠定良好基础。 击鼓催征，时不我待，奋扬帆，勇毅笃行。展望2024年，我们将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，不驰于空想、不鹭于虚声，以现货市场转入正式运行为新起点，继续积极探素建立健全市场机制，不断巩固全面风险管理体系，加快促进绿色低碳转型，更好服务各类经营主体。新的一年，我们将以龙吟虎啸的精神状态、龙腾虎跃的干劲闯劲，加油干、全力拼，努力建设“公平有效规范”的一流电力市场，扎实保障广东电力市场平稳运行，承接落实南方区域市场更长周期结算试运行任务，奋力谱写中国式现代化电力市场高质量发展新篇章！99 广东电力交易中心董事长黄远明总经理林少华 专栏现货市场“转正”历程 作为全国首批电力现货市场建设试点省份，广东按照国家部署要求，自2017年起始终坚持改革创新、先行先试，积极推进电力现货市场建设。截至2023年底，广东电力现货市场已连续结算运行超两年，整体平稳有序，有效发挥了优化资源配置、保障电力供应、促进可再生能源消纳等积极作用。在履行有关程序后，广东电力现货市场于2023年12月28日转入正式运行， 现货市场建设成效 食市场体系逐步健全 借鉴国外成熟电力市场建设经验，立足广东实际，加强核心技术研究攻关，发布全国首套现货市场实施方案和交易规则，建成首个具有自主知识产权的现货出清系统和交易平台，创新设计了一系列适应当前边界条件下的市场交易机制，实现“从0到1”的突破。 构建了“中长期差价合约为主+现货偏差结算为补充”全电量集中竞争、“批发+零售”，体化设计、“计划+市场”双轨运行、“全覆盖、全电量、全流程、全穿透”市场架构的广东电力市场模式，发布现货市场实施方案及1+N”规则体系。 建立起交易组织“每日开市”、结算“日清月结”、档案和电量管理“日核日固”、风险控制“逐日町市”、网络安全“全时维护”等5个全年365天运转的业务模式。 打造优质便捷的电力市场服务体系，搭建“立体化”沟通服务渠道，建立“四位一体”电力市场培训平台，上线零售市场智慧交易小程序，实现交易业务线上办理“一次都不用跑”。 打造了“信用评价-履约管理-保底服务-不良行为监督-政府监管-第三方监测”全方位、体系化、多层次的电力市场监管体系。 建立“应披尽披”公开透明的信息披露机制。通过交易系统网站、微信公众号、小程序、“交易Wink平台等多渠道，规范化、制度化地披露各类市场信息。 经营主体不断丰富 全面落实国家政策要求，推动发用两侧主体“应进全进”，实现煤机、气机、核电、新能源、新型储能等同台参与现货交易，有序推动工商业用户全部进入市场。 市场规模稳步扩大 2016-2023年，广东电力市场规模稳步增长，累计市场直接交易电量超1.6万亿千瓦时。 评估机构高度认可 2023年，委托专业的第三方机构对广东电力现货市场进行评估。评估认为，广东电力现货市场规则体系已健全，市场风险防控、信息披露、信用管理制度体系已建立，技术支持系统校验、市场建设合规性等方面满足连续运行要求，市场运营已具备符合条件的人员场所，市场成员之间业务衔接实现制度化、程序化，满足转正式运行的条件。 市场成效积极显著 自2021年11月启动现货连续结算试运行以来，经受住一次能源量缺价高、电力供需紧张、台风极端天气等考验，在发现电力价格、保障电力供应、促进新能源消纳、优化资源配置等方面发挥重要作用。 有效助力电力保供 广东现货市场采用节点边际价格机制，充分反映了电能在不同时间、不同空间的价值。其中，2021年11-12月，日前均价683厘/干瓦时，较燃煤基准价上涨48.6%；2022年，日前均价572厘/于瓦时，较燃煤基准价上涨24.1%；2023年，日前均价438厘/于瓦时，较燃煤基准价下降5.5%，充分反应了一次能源价格走势与市场供需形势。 总体来看，广东电力现货市场机制和运作体系趋于稳定、成熟，市场对资源优化配置的决定性作用日益显现，为全国电力市场建设提供全方位的“广东样板”。 01市场运行情况 2023年，广东电力市场全年直接交易电量达3141.4亿于瓦时，约九成市场电量由中长期交易覆盖并锁定，有效发挥中长期“压舱石”作用；现货市场日前价格在0.17-0.835元/干瓦时之间波动，及时灵敏反映了能源成本高低和电力供应松紧程度；全年绿电交易电量实现翻番，促进绿色低碳转型；引入独立储能试点参与交易，提升系统灵活调节能力。一年来，广东电力市场持续保持平稳有序运行，圆满实现保供稳价目标 电力供需情况 截至2023年底，广东电网统调装机容量1.93亿于瓦，同比增长12.7%（表1），其中中调装机容量1.48亿干瓦，地调装机容量0.45亿干瓦；全省发受电量合计8208亿干瓦时，同比增长7.8%。 2023年，广东省全社会用电量8502亿千瓦时，同比增长8.0%。广东省最高统调负荷1.45亿千瓦，同比增长2.1%。 经营主体 截至2023年底，共有79401家经营主体进入市场目录（表2），同比增长55.4%，全年新增28404家经营主体。 从售电公司的地市分布来看，售电公司仍以广州、深圳两地数量居多，共占全省总数的66.1%(图5）。 广东省内发电企业的地市分布如图6所示。 广东省内电力用户的地市分布如图7所示。 市场结构 2023年，发电侧市场集中度指数（HHI）处于1033-1276之间，平均值1156，总体属于"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518，总体属于“竞争型"市场结构（图8）。 2023年，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9所示。2023年发电侧Top1和Top4指数平均值分别为27%和51%，用电侧Top1和Top4指数平均值分别为18%和33%。 四 中长期市场交易 2023年，广东电力中长期市场一级市场总成交电量2826.8亿千瓦时，交易均价539.9厘/千瓦时。其中，年度交易电量2499.9亿千瓦时，月度交易电量350.4亿千瓦时，周及多日交易净合约交易电量-23.5亿千瓦时（图10）。分电源类型来看，煤机交易电量2060.7亿千瓦时，气机交易电量585.1亿千瓦时，核电交易电量180.9亿千瓦时（图11）。 2023年，广东电力中长期二级市场成交电量70.8亿干瓦时，其中发电侧合同转让成交电量46.8亿千瓦时，交易均价538.1厘/千瓦时；用电侧合同转让成交电量23.9亿千瓦时，交易均价524.3厘/千瓦时。 年度交易 2023年，年度交易累计成交2499.9亿千瓦时（含年内新增年度交易），交易均价544.5厘/于瓦时（图12）。其中，年度双边协商成交2406.2亿千瓦时，交易均价544.3厘/于瓦时，年度挂牌成交33.0亿于瓦时，交易均价552.2厘/瓦时，年度集中交易成交13.0亿瓦时，交易均价554.0厘/千瓦时，年内新增年度交易成交47.7亿千瓦时，交易均价545.0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。 月度交易 2023年，月度交易累计成交电量350.4亿干瓦时，交易均价509.3厘/干瓦时（图13）。其中，煤机成交249.9亿千瓦时，交易均价509.9厘/千瓦时；气机成交87.8亿千瓦时，交易均价513.7厘/干瓦时；核电成交12.7亿千瓦时，交易均价467.5厘/千瓦时。 月度交易中，月度集中竞争交易共组织12次，累计成交电量19.1亿干瓦时，交易均价485.8厘/于瓦时；月度双边协商交易共组织12次，累计成交电量250.0亿于瓦时，交易均价517.7厘/千瓦时；月度挂牌交易共组织12次，累计成交电量81.3亿千瓦时，交易均价489.1厘/千瓦时。 周及多日交易 2023年，共开展多日分时集中竞争142次，净合约成交电量-0.7亿干瓦时，交易均价564.5厘/干瓦时；累计合约成交电量2.7亿干瓦时，交易均价473.9厘/干瓦时。 自2023年9月起，共开展周双边协商交易47次，净合约成交电量-22.8亿千瓦时，交易均价579.4厘/千瓦时；累计合约成交电量36.8亿千瓦时，交易均价563.6厘/千瓦时（图14）。 市场合同转让交易 2023年，共组织月度发电侧市场合同转让交易12次，累计成交电量46.8亿干瓦时，交易均价538.1厘/于瓦时（图15）。其中，煤机受让电量29.6亿于瓦时，交易均价518.3厘/千瓦时；气机受