广东电力市场2024年半年报告

. （一）电力供需情况 截至2024年6月底，广东电网统调装机容量2.054亿千瓦，同比增长15.2%，其中中调装机容量1.529亿千瓦，地调装机容量0.525亿千瓦（表1）。 1统计值包含年度交易分解至1-6月电量1205.5亿千瓦时、月度交易电量419.7亿千瓦时、周及多日交易净合约交易电量-57.1亿千瓦时（可买入卖出）、现货偏差电量245.6亿千瓦时、可再生绿电电量1.84亿千瓦时。 2024年上半年，广东省全社会用电量4134.2亿千瓦时，同比增长8.1%；广东省最高统调负荷1.39亿千瓦，同比增长1.1%。 （二）经营主体 截至2024年6月底，共有86248家经营主体进入市场目录（表2），同比增长8.72%，上半年新增6920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66.7%（图1）。省外工商注册的售电公司26家。 广东省内发电企业的地市分布如图2所示，省外工商注册的发电企业2家。 广东省内电力用户的地市分布如图3所示，省外工商注册的电力用户或个人用户1686家。 广东省内独立储能企业的地市分布如图4所示。 （三）市场结构 1-6月，发电侧市场集中度指数（HHI）处于1151-1394之间，平均值1255，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410-435之间，平均值419，属于“竞争型”市场结构（图5）。 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6所示。2024年1-6月发电侧Top1和Top4指数平均值分别为28%和56%，用电侧Top1和Top4指数平均值分别为16%和29%。 （四）中长期市场交易 1-6月，广东电力中长期市场一级市场总成交电量1568.1亿千瓦时，成交均价453.8厘/千瓦时。其中，年度交易电量1205.5亿千瓦时，月度交易电量419.7亿千瓦时，周及多日交易净合约电量-57.1亿千瓦时。分电源类型来看，煤机交易电量1142.5亿千瓦时，气机交易电量333.3亿千瓦时，核电交易电量92.3亿千瓦时。 1-6月，广东电力中长期市场二级市场成交电量52.8亿千瓦时，成交均价524.3厘/千瓦时。 1.年度交易 2024年年度交易共成交2640.9亿千瓦时（含年内新增年度交易），成交均价463.2厘/千瓦时（图8）。其中，年度双边协商交易成交电量2409.1亿千瓦时，成交均价462.9厘/千瓦时；年度挂牌交易成交电量137.1亿千瓦时，成交均价463.3厘/千瓦时；年度集中竞争交易成交电量13.7亿千瓦时，成交均价485.6厘/千瓦时；年内新增年度交易80.9亿千瓦时，成交均价453.0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。 2.月度交易 1-6月，月度交易累计成交电量426.4亿千瓦时2，成交均价437.6厘/千瓦时（图9）。其中，煤机成交309.2亿千瓦时，成交均价437.2厘/千瓦时；气机成交105.2亿千瓦时，成交均价440.3厘/千瓦时；核电成交5.21亿千瓦时，成交均价449.7厘/千瓦时。 月度交易中，月度双边协商交易共组织6次，累计成交电量361.1亿千瓦时，成交均价439.3厘/千瓦时；月度集中竞争交易（市场用户负荷曲线）共组织6次，累计成交电量48.8亿千瓦时，成交均价429.8厘/千瓦时；月度分时集中竞争交易共组织6次，累计成交电量16.5亿千瓦时，成交均价440.0厘/千瓦时。 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38.1亿千瓦时，成交均价465.2厘/千瓦时。其中，煤机受让电量23.4亿千瓦时，成交均价431.2厘/千瓦时；气机受让电量14.7亿千瓦时，成交均价519.0厘/千瓦时。 4.周及多日交易 1-6月，共开展多日分时集中竞争交易65次，净合约成交电量-0.01亿千瓦时，均价390.4厘/千瓦时；累计合约成交电量0.14亿千瓦时，均价325.2厘/千瓦时。 1-6月，共开展周双边协商交易66次，净合约成交电量-57.09亿千瓦时，均价531.6厘/千瓦时；累计合约成交电量82.38亿千瓦时，均价495.2厘/千瓦时。 注：1.成交均价=净合约电费÷净合约电量。2.周、多日交易电量值相对较小，保留3位小数。 （五）现货市场交易 1-6月，现货偏差电量245.6亿千瓦时，占全市场购电用户总用电量的13.5%。 1.市场申报 1-6月，共有298台机组、210家售电公司、4家大用户和5家独立储能企业参与日前申报，平均报价359厘/千瓦时。 其中，煤机平均报价424厘/千瓦时，气机平均报价604厘/千瓦时，新能源平均报价15厘/千瓦时。 2.市场出清 1-6月，发电侧日前总成交电量1934.7亿千瓦时。日前市场加权均价366厘/千瓦时，每日的现货日前均价最高525厘/千瓦时、最低68厘/千瓦时；实时市场加权均价363厘/千瓦时，每日的现货实时均价最高622厘/千瓦时、最低47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150-600厘/千瓦时，如图12所示。 3.新能源参与现货情况 1-6月，共有43家新能源发电企业（51个交易单元）参与现货交易，平均申报电价15厘/千瓦时。日前总成交电量132.5亿千瓦时，均价316厘/千瓦时；实时总成交电量139.3亿千瓦时，均价311厘/千瓦时。 （六）可再生绿电交易 1-6月，可再生绿电累计交易电量51.8亿千瓦时，电能量均价464.2厘/千瓦时，绿色环境价值均价9.8厘/千瓦时。其中，年度双边协商交易（含年内多月）电量34.8亿千瓦时，电能量均价465.7厘/千瓦时，绿色环境价值均价10.5厘/千瓦时；月度双边协商交易总成交电量9.2亿千瓦时，电能量均价429.3厘/千瓦时，绿色环境价值均价8.9厘/千瓦时；月度集中竞争交易（事前）总成交电量1.4亿千瓦时，绿色环境价值均价8.3厘/千瓦时；月度集中竞争交易（事后）总成交电量6.3亿千瓦时，绿色环境价值均价8.0厘/千瓦时。 （七）独立储能参与交易 1-6月，独立储能参与现货日前市场累计充电电量2458.2万千瓦时，放电电量2133.6万千瓦时，充放电平均出清价差（放电-充电）148厘/千瓦时。 （八）需求响应交易 1-6月，共74家聚合商、1553家企业完成代理合同签订，未开展需求响应交易。 （九）市场机组代购电交易 1-6月，累计组织完成市场化机组代购电年度挂牌交易1次、代购电月度挂牌交易3次，总成交电量398.7亿千瓦时。 其中，代购电年度交易成交电量335.1亿千瓦时，代购电月度交易成交电量共63.6亿千瓦时。 1-6月，共组织完成6次代购电双边协商转让交易，累计成交电量8.6亿千瓦时，成交均价464.4厘/千瓦时。 （十）市场结算 1.结算电量 1-6月，市场购电用户累计结算电量1815.5亿千瓦时，其中，中长期电量1568.1亿千瓦时，现货偏差电量245.6亿千瓦时，可再生绿电电能量1.8亿千瓦时。（图13） 2.电能量结算电费与电价 （1）发电侧结算情况 1-6月，发电侧市场交易机组总上网电量2395.1亿千瓦时，其中，基数电量占比16.7%，代购电量占比7.5%，中长期电量占比65.5%，现货偏差电量占比10.3%。 发电侧总电费1158.0亿元，总电量均价483.5厘/千瓦时。其中，基数电量电费占比14.7%，均价427.1厘/千瓦时；代购电量电费占比7.1%，均价458.1厘/千瓦时；中长期电量电费占比61.6%，均价454.1厘/千瓦时；现货偏差电量电费占比9.5%，均价445.6厘/千瓦时；分摊考核补偿电费占比7.1%，全电量均价34.5厘/千瓦时。（图14） 注：市场交易机组数据统计含现货可再生发电场站；分摊考核补偿电费包含变动成本补偿电费、启动补偿电费、运行补偿电费、机组考核电费、中长期偏差考核电费、阻塞盈余分摊电费、发用不平衡分摊电费、并轨不平衡资金分摊电费等。 （2）独立储能结算情况 1-6月，共有5家独立储能试点参与电力现货市场，充电电量共计1.5亿千瓦时，均价312.8厘/千瓦时；放电电量共计1.3亿千瓦时，均价336.2厘/千瓦时；充放电价差23.4 厘/千瓦时。合计结算电费-399.6万元，其中充放电能量电费-386.4万元，分摊及返还电费-13.2万元。 注：此处仅为独立储能电能量市场结算情况，辅助服务结算收益未计算入内。独立储能参与调频辅助服务交易期间，响应调频指令调整出力，不以低价充电、高价放电的方式运行，由此产生的电能量结算电费以负为主。 （3）用电侧结算情况 1-6月，批发市场用电侧总用电量1815.5亿千瓦时，其中，中长期电量占比86.5%，现货偏差电量占比13.5%。 用电侧总电费810.3亿元，总结算均价446.3厘/千瓦时。其中，中长期合约电费占比88.0%，均价454.1厘/千瓦时；现货偏差电量电费占比10.4%，均价343.5厘/千瓦时；分摊考核补偿电费占比1.6%，全电量均价7.2厘/千瓦时。（图15） 注：分摊考核补偿电费包含运行补偿分摊电费、启动补偿分摊电费、发用不平衡分摊电费、机组中长期偏差考核分摊电费、用电偏差考核电费等。 从各地市零售用户情况来看，平段结算均价为463.7厘/千瓦时。其中东莞、茂名、中山等地用户平段结算均价最高云浮、阳江、清远等地用户平段结算均价最低，最高和最低之间相差13.7厘/千瓦时。（图16） 3.可再生参与现货结算情况 1-6月，现货可再生发电企业总上网电量143.2亿千瓦时。其中，基数电量127.2亿千瓦时，占比88.8%；中长期电量1.8亿千瓦时，占比1.3%；现货偏差电量14.2亿千瓦时，占比9.9%。 总电费59.9亿元，均价418.2厘/千瓦时。其中，基数电量电费57.6亿元，占比96.2%，均价453.0厘/千瓦时；中长期电量电费0.8亿元，占比1.4%，均价462.7厘/千瓦时；现货偏差电量电费2.9亿元，占比4.7%，均价200.0厘/千瓦时；分摊考核补偿电费-1.4亿元，占比-2.3%，均价-9.8厘/千瓦时。 4.可再生绿电交易结算情况 1-6月，绿色环境价值结算电量29.1亿千瓦时，均价9.3厘/千瓦时。 （十一）零售市场交易情况 1-6月，共有52678家电力用户参与交易，其中，4家直接参与批发市场交易，52674家参与零售市场交易；共有208家售电公司参与交易，零售交易电量（含绿电）1814.9亿千瓦时，占市场购电用户总用电量的99.9%。零售用户电能量电费结算均价491.2厘/千瓦时（已计算峰谷电价并包含分摊）。各类售电公司零售交易情况如表3所示。 1-6月，共有195家售电公司累计收益盈利，13家亏损，售电公司总体获利，获利面93.8%，平均度电获利16.9厘/千瓦时。 注：（1）零售电量为零售用户实际用电量；（2）零售用户电能量电费结算均价已计算峰谷分时电价；（3）用户度电单价、度电分摊中的正数表示支出；售电企业度电获利中正数表示获利，负数表示亏损；（4）零售用户度电分摊包含电能量峰谷平衡分摊、输配电价峰谷平衡分摊、变动成本补偿分摊、保障居民农业损益分摊、抽蓄等辅助服务分摊；（5）零售用户度电单价不含输配电价、政府性基金及附加和功率因素调整电费等。 （十二）风险控制情况 1.履约风险管控情况 截至6月底，221家售电公司合计信用额度28.7亿元，其中，履约担保覆盖的担保信用额度27.7亿元，根据信用评价等级赋予的无担保信用额度1亿元；按照