中國儲能網(wǎng)訊：廣東電力市場發(fā)展走在全國前列，是國內(nèi)規(guī)模最大、體系較為完善的省級電力市場。據(jù)廣東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，2023年廣東電力市場規(guī)模高達5754億千瓦時，位于全國第一；2023年底廣東也成為國內(nèi)第二個實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場正式運行的省份。廣東在電力市場機制方面已經(jīng)有了非常成熟的經(jīng)驗，了解廣東電力市場特點及動態(tài)對于探索未來電力市場發(fā)展方向具有重要意義。
為此，朗新研究院將從2024年廣東電力市場的調(diào)整方向出發(fā)，并結(jié)合一季度的實際交易情況，淺析這些調(diào)整對廣東重要經(jīng)營主體所帶來的影響。
2024年廣東電力市場重點變化
2024年，廣東電力市場保持了交易規(guī)模、價格限制的相對穩(wěn)定，但在交易方式方面圍繞現(xiàn)貨市場做了諸多調(diào)整，比如擴大現(xiàn)貨市場交易主體范圍、試點雙邊報量報價等等。另外，廣東還進一步細化和完善了綠電交易方式。
（一）長協(xié)量價限制微調(diào)
2024年廣東電力市場規(guī)模上限為6000億千瓦時，相比2023年增加500億千瓦時，其中年度交易規(guī)模從3000億千瓦時增加到3200億千瓦時。
圖片來源：《廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關于2024年電力市場交易有關事項的通知》《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》，“朗新研究院”編輯部整理
在價格限制方面，廣東2024年電力市場年度交易價格限制和2023年維持一致，上限為0.554元/千瓦時，下限為0.372元/千瓦時?；鶞蕛r也延續(xù)了高位運行，廣東燃煤基準價依然是全國最高的省份。
圖片來源：《廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關于2024年電力市場交易有關事項的通知》《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》，“朗新研究院”編輯部整理
圖片來源：北極星售電網(wǎng)，“朗新研究院”編輯部整理
（二）市場參與主體擴容
2024年，廣東重點擴大了電力市場的參與主體范圍。
一是擴大發(fā)電側(cè)參與現(xiàn)貨市場范圍。推動220KV及以上風光項目全部參與市場化交易，且以現(xiàn)貨交易為主。
二是擴大用戶側(cè)直接參與市場交易的范圍。新增年用電量500萬千瓦時及以上工商業(yè)用戶，允許10KV及以下工商業(yè)用戶自主選擇。
三是推動獨立儲能、抽水蓄能等其他經(jīng)營主體試點參與市場交易，明確抽水蓄能抽水電價、上網(wǎng)電價按機組的分時現(xiàn)貨節(jié)點電價執(zhí)行，抽水蓄能電站容量電費維持現(xiàn)行機制不變。
圖片來源：《廣東關于2024年電力市場交易有關事項的通知》
“朗新研究院”編輯部整理
（三）綠電交易方式創(chuàng)新
2024年，廣東綠電交易將參照最新版的《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》執(zhí)行。根據(jù)新版規(guī)則，廣東綠電交易方式也有著諸多創(chuàng)新和調(diào)整。
一是將綠電交易的發(fā)電主體與綠證核發(fā)范圍保持一致。所有符合綠證核發(fā)條件的發(fā)電主體均可參與綠電交易，包括分布式發(fā)電、地熱能發(fā)電、海洋能發(fā)電等，此前以集中式新能源為主。
二是新增綠電事后交易機制。允許售電公司在未能滿足電力用戶當月綠電交易需求時，可在后續(xù)月份參與綠電交易，從而減少綠電交易偏差。
三是優(yōu)化零售側(cè)綠電交易模式。將綠電合同從原零售合同中獨立出來，明確零售用戶參與綠電交易須通過與其建立電能量零售關系的售電公司，并增加了零售用戶的結(jié)算優(yōu)先級，優(yōu)先級高的電力用戶可在售電公司批發(fā)側(cè)綠電電量無法滿足零售側(cè)綠電需求時優(yōu)先結(jié)算。
（四）雙邊報量報價提上日程
2024年，廣東將開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點交易，擇機允許批發(fā)用戶、具備條件的零售用戶（通過具備條件的售電公司參與）自愿選擇報量報價的方式參與日前電能量市場出清。
此前，廣東與國內(nèi)大多數(shù)省份一樣，在現(xiàn)貨市場建設初期采用“發(fā)電側(cè)報量報價、用戶側(cè)報量不報價”模式，即用戶側(cè)僅作為價格接受者，所申報量也不參與日前市場出清，無法直接作用于現(xiàn)貨市場價格的形成。
今年廣東開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點，無疑給市場傳遞了重要信號，用戶側(cè)將更加深入地參與到現(xiàn)貨市場中，面臨的風險、難度和成本將進一步提升。
（五）煤電氣電容量電價正式執(zhí)行
2024年1月1日起，廣東正式開始執(zhí)行容量電價機制，與其他多數(shù)省份僅執(zhí)行煤電容量電價不同，廣東氣電也執(zhí)行容量電價，與煤電同臺競爭。根據(jù)《廣東省煤電氣電容量電價機制有關事項的通知》，廣東煤電容量電價為每年每千瓦100元（含稅），氣電容量電價水平暫定為每年每千瓦100元（含稅）。
廣東電力市場價格變化及經(jīng)營主體影響分析
（一）現(xiàn)貨市場價格呈現(xiàn)下行趨勢
220KV及以上風光項目全部入市，可能會影響廣東現(xiàn)貨市場出清價格。根據(jù)廣東電力交易中心公布的數(shù)據(jù)，2023年，廣東現(xiàn)貨市場僅4臺新能源機組參與現(xiàn)貨市場交易，上網(wǎng)電量23.7億千瓦時（發(fā)電側(cè)總上網(wǎng)電量4964.9億千瓦時），對現(xiàn)貨市場出清價格的影響相對有限。而自2024年1月1日起參與現(xiàn)貨市場的新能源機組突增到45家。
新能源機組為確保中標會更傾向于申報零價。對比2024年1月1日和2023年12月31日的廣東現(xiàn)貨市場出清日報，新能源申報零價的容量增長了13.5倍。
圖片來源：廣東電力交易中心，“朗新研究院”編輯部整理
大規(guī)模申報零價或負電價的新能源明顯拉低了廣東現(xiàn)貨市場價格。進入2024年以來，廣東現(xiàn)貨市場的價格持續(xù)走低，2024年一季度均價明顯低于2023年同期價格。
圖片來源：蘭木達電力現(xiàn)貨《山東、廣東、山西…現(xiàn)貨價格普遍走低原因解析》
（二）新能源入市將面臨一定風險但總體可控
廣東新能源全面參與現(xiàn)貨市場后，會面臨一定的收益風險。一方面是如上文所述現(xiàn)貨市場價格走低將給新能源機組帶來一定的營收壓力，另一方面是新能源將面臨更細顆粒度（每15分鐘）的功率預測偏差考核，這無疑增加了其在現(xiàn)貨市場中承擔的考核壓力。
但由于當前結(jié)算機制，新能源參與現(xiàn)貨市場的收益風險又相對可控。根據(jù)《廣東可再生能源能源交易規(guī)則（試行）》，新能源電能量電費收入由中長期合約電費、基數(shù)電量電費、現(xiàn)貨偏差電費等費用構(gòu)成，其中中長期合約電量按雙方約定的合約價格計費、基數(shù)電量按政府批復的上網(wǎng)電價計費，并且，中長期與基數(shù)電量之和大于等于上網(wǎng)電量的90%，現(xiàn)貨偏差電量所占比重不超過10%。這意味著，新能源參與現(xiàn)貨市場時，其大部分電量的收益是穩(wěn)定可預期的，僅有小部分（不到10%）電量會根據(jù)現(xiàn)貨價格進行結(jié)算。
這種結(jié)算機制為新能源提供了收入保障，有效緩解了因現(xiàn)貨市場的價格波動或其他原因?qū)е率找娴拇蠓▌訂栴}，從而在短期內(nèi)為新能源入市后的收益提供了一定程度上的保障。
（三）獨立儲能收入短期內(nèi)仍將以容量租賃為主
自2023年廣東首次允許獨立儲能參與現(xiàn)貨市場，廣東獨立儲能基本形成了“容量租賃+電能量交易+輔助服務”的盈利模式。
相比于容量租賃和輔助服務，廣東獨立儲能參與現(xiàn)貨市場仍處于試點階段，根據(jù)廣東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，2023年僅1個獨立儲能電站參與現(xiàn)貨市場，截至2024年目前，參與數(shù)量也僅增至5個。獨立儲能參與現(xiàn)貨市場獲取的收益也相對有限，這主要受兩方面因素制約：
一方面是廣東現(xiàn)貨市場價差偏低，根據(jù)《2023年廣東電力市場年度報告》，2023年獨立儲能平均充放電價差0.155-0.177元/kWh，不到2毛；另一方面是貨市場中每日充放電次數(shù)的約束，根據(jù)《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）》，獨立儲能日均充放電循環(huán)次數(shù)上限為2次。
當前，廣東獨立儲能對于參與現(xiàn)貨市場更多持觀望態(tài)度，容量租賃仍是廣東獨立儲能的主要盈利方式。
（四）煤電盈利能力更趨穩(wěn)定
一方面是煤電調(diào)整為兩部制電價，根據(jù)廣東電力交易中心發(fā)布《關于廣東電力市場 2024 年度交易及年度綠電交易結(jié)果的通報》，2024年廣東年度交易成交均價為465.62厘/千瓦時，同比下降約16%，若考慮容量電價政策，按100元/千瓦·年補貼計算，煤電機組到手綜合電價（容量+電量）將得到一定程度的上浮。
另一方面是廣東繼續(xù)實行一次能源價格傳遞機制，當綜合煤價高于或低于一定值時，煤電發(fā)電成本若超出或低于允許的浮動范圍，將按照一定比例對超出或未達標的電量進行補償或回收，相關費用由全部工商業(yè)用戶分攤或分享。這一機制使得煤價的波動可以傳導至用戶側(cè)，從而分攤煤電的成本壓力。
總體來看，廣東煤電機組受整體市場需求影響，長協(xié)價格有所下滑，但容量電價的實施在一定程度上修復了收益水平，再加上一次能源價格傳導機制的保障，煤電整體盈利能力更加穩(wěn)定。
（五）售電公司將面臨更高的交易能力要求
一方面，“雙邊報量報價的試點推進”意味著用戶側(cè)的現(xiàn)貨市場結(jié)算價格將迎來重大變革，有望從當前的“統(tǒng)一結(jié)算點”價格發(fā)展為更細顆粒度的“節(jié)點/分區(qū)”價格，用戶側(cè)價格也將受到電網(wǎng)阻塞等因素影響，不同地理位置的電價呈現(xiàn)差異化特征。未來，售電公司需要根據(jù)用戶側(cè)節(jié)點電價的差異靈活制定購售電策略。
另一方面，零售側(cè)綠電交易方式的調(diào)整以及分布式項目被納入綠電交易范疇，都對售電公司的交易能力提出了新要求。售電公司零售側(cè)交易將面臨更加復雜的交易價格、交易規(guī)則等挑戰(zhàn)，同時，售電公司還需廣泛建立與分布式項目業(yè)主的合作關系，挖掘資源情況和交易需求，提升綠電交易水平。
廣東售電市場的競爭將愈發(fā)激烈，缺乏競爭力的售電公司將逐漸被市場淘汰。據(jù)悉，2024年以來，廣東已經(jīng)有71家售電公司因未持續(xù)滿足注冊條件且未在規(guī)定時間內(nèi)整改到位而遭強制退市處理。
