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广东电力市场2019年半年报告总结

核心内容概述

2019年上半年，广东电力市场交易规模稳步扩大，累计交易电量1661.1亿千瓦时，同比增长25.6%，市场主体达10918家。市场运行成效显著，节约用户用电成本70.0亿元，减少煤耗91.5万吨，降低二氧化碳排放243.5万吨，社会发电成本降低约7.3亿元。广东电力现货市场在全国率先进入结算试运行，市场主体首次用节点电价结算，为我国现货市场建设提供了宝贵经验。

主要观点与关键信息

一、上半年广东电力市场运行环境

• 宏观经济形势：广东省GDP达5.1万亿元，同比增长6.5%，经济运行总体平稳，稳中有进。
• 电力供需情况：
  • 全国发电装机容量18.4亿千瓦，同比增长5.7%；全国发电量33673亿千瓦时，同比增长3.3%。
  • 广东电网统调装机容量1.2亿千瓦，同比增长10.3%；全省发受电量合计2957亿千瓦时，同比增长3.2%。
• 电网运营情况：
  • 广东电网输电线路40393千米，变电站524座，主变容量34790万千伏安。
  • 广东电网通过“八交九直”与中西部电网联网，包括与云南、贵州、广西、国家电网等。
• 电力体制改革政策：
  • 2019年广东电力市场安排交易规模约2000亿千瓦时，同比增长27.2%，约占全社会用电量的30%。
  • 出台多项政策文件，推动市场化改革，包括放开经营性电力用户发用电计划、促进可再生能源发展、降低工商业电价、优化交易规则等。

二、上半年广东电力市场运行情况

• 市场总体状况：
  • 市场竞争相对充分，HHI指数在1255-1775之间，属于“低集中寡占型”市场结构。
  • 市场交易规模扩大，市场化交易电量1771亿千瓦时，降低用户用电成本70.0亿元。
• 市场准入标准：
  • 用户准入标准调整，珠三角用户年度用电量1300万千瓦时，粤东西北用户500万千瓦时，高新技术企业400万千瓦时。
  • 发电侧准入包括燃煤电厂（不含宝钢湛江自备电厂）和燃气电厂（不含广州大学城天然气分布式能源站）。
• 市场主体情况：
  • 截至2019年6月底，市场主体达10918家，注册率96.4%。
  • 售电公司417家，参与交易128家，占比30.7%。
  • 发电企业87家，参与交易84家，占比96.6%。
  • 大用户776家，参与交易688家，占比88.7%。
  • 一般用户9638家，参与交易8896家，占比92.3%。
• 中长期市场交易情况：
  • 总成交电量1771亿千瓦时，其中一级市场1661.1亿千瓦时，二级市场109.9亿千瓦时。
  • 年度双边协商交易1189亿千瓦时，同比增长19.1%，平均价差-45.1厘/千瓦时。
  • 年度合同电量集中交易200亿千瓦时，平均价差-38.7厘/千瓦时。
  • 月度集中竞争交易272.1亿千瓦时，同比增长19.2%，平均价差-32.1厘/千瓦时。
  • 发电合同转让交易109.9亿千瓦时，同比增长57.8%，平均成交价格327.7厘/千瓦时。
• 中长期市场结算情况：
  • 累计结算电量882.6亿千瓦时，完成率99.9%。
  • 平均价差-40.6厘/千瓦时，供给侧让利35.9亿元，需求侧净收益30.8亿元。
  • 售电公司净收益4.7亿元，平均价差-5.3厘/千瓦时。
• 零售市场情况：
  • 实际参与交易的售电公司128家，代理交易电量872.6亿千瓦时，占结算总电量的98.9%。
  • 售电公司收益差异显著，国有售电公司占比最高，民营售电公司收益最低。
  • 售电公司整体亏损面为7.8%。
• 现货按日结算试运行：
  • 5月15-16日、6月20-23日开展两轮按日结算试运行，市场主体首次用节点电价结算。
  • 供应侧总电费收入25.2亿元，需求侧支出总电费13.6亿元。
  • 市场价格反映电能量的时间和空间价值，峰谷价差明显，节点电价差异反映网络阻塞影响。
  • 产生不平衡资金-4782万元，包括市场阻塞盈余、发用电不平衡偏差电费、并单结算不平衡资金等。

三、上半年广东电力市场建设情况

• 现货市场建设：
  • 创新实施现货结算试运行，优化“中长期+现货”规则体系。
  • 定期开展现货市场模拟运行集中申报，测试不同场景下的报价行为对市场运行的影响。
  • 开展市场宣贯培训及能力考试，提升市场主体参与意识和专业能力。
• 交易组织方式优化：
  • 协同调控中心提前研判交易风险，实现交易组织准确率100%。
  • 建立内外部协同的市场交易培训体系，规范交易资格管理。
• 市场结算体系创新：
  • 首创“中长期价差结算+现货顺价电费结算”的混合结算方式。
  • 适应性优化结算细则，完善结算系统功能，实现结算准确率和准时率100%。
  • 推进零售结算系统固化，提高零售结算效率，保证合同刚性执行。
• 市场服务能力提升：
  • 完善电力市场知识库，提升咨询服务水平。
  • 完成交易系统功能开发，提升自动化和智能化水平。
  • 加强市场风险管控，收取履约保函7.1亿元，有效防控欠费风险。
• 交易系统平台建设：
  • 推进现货及配套中长期交易系统建设，完善系统接口和联调联试。
  • 强化信息安全建设，开展漏洞扫描和整改，提升系统安全防护能力。

四、下半年工作安排

• 电力市场形势分析：
  • 现货结算试运行将进一步开展，对市场运营能力提出更高要求。
  • 多市场并行带来压力，需加强交易员培训，提升系统软硬件质量。
• 主要工作安排：
  1. 推进“中长期+现货”市场建设：
     • 修编定稿现货“1+9”规则体系，开展第三方评估。
     • 按“23+7”模式组织结算试运行，全面应用第一监管周期输配电价。
     • 发布绝对价格模式下的中长期合同和零售合同模板。
     • 推进调频辅助服务市场和可再生能源消纳量交易市场建设。
  2. 有序开展交易组织：
     • 确保2000亿千瓦时交易目标完成。
     • 开展模拟运行，完善现货市场运营机制。
     • 深化仿真运行实验，规避市场风险。
     • 规范交易组织管理，建立交易日志回溯机制。
     • 开展典型机组能耗曲线实测，为市场分析提供数据支持。
  3. 持续优化结算体系：
     • 推进现货试结算，实现向全月现货结算平稳过渡。
     • 完善系统功能，提高结算精细度。
     • 规范零售市场结算，确保合同刚性执行。
  4. 提升市场服务能力：
     • 完善信用评价指标，开展风险联动模拟运行。
     • 推进线上咨询和自助查询服务渠道建设。
     • 优化信息披露管理，提高市场透明度。
  5. 加强网络安全保障：
     • 完成ISO270001认证，提高系统安全性和可靠性。
     • 加快灾备交易系统建设，降低系统运行风险。
     • 推动系统向智能化、数字化、大数据集成方向发展。