公用事业行业研究周报：为什么要建立电力现货交易市场？

本周专题 2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》并于2022年1月12日-14日组织具备条件的市场主体开展为期2天的日前、日内省间电力现货交易试结算。本周我们梳理我国电力现货市场发展历程，解读电力现货市场交易规则及建设意义。 核心观点 跨区域省间富余可再生能源电力现货交易成果丰富 2017年8月，北京电力交易中心发布《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则（试行）》，构建了省间电力现货市场体系雏形。跨区域可再生能源电力现货交易市场运行4年多来成果丰富：①有效缓解较高的弃风弃光率：累计减少弃风、弃光、弃水电量超250亿千瓦时。②促进西北地区可再生能源消纳，支撑受端省份电力供应：西北四省累计消纳新能源电量17.6 TW∙h，相当于节约标煤539万吨，减少二氧化碳排放1495万吨。③从成交价格来看，日成交价格能够更好地反映市场供需形势；年度送端成交均价基本在120~165元/兆瓦时内波动，成交均价的不断走高与电力中长期交易价格升高的趋势相一致。 省间电力现货交易规则发布，促进可再生能源大范围市场化交易 2021年11月，国家电网有限公司发布《省间电力现货交易规则（试行）》，这是我国首个覆盖所有省间范围、所有电源类型的省间电力现货交易规则。 交易机制方面与跨区域现货交易的异同点：①相同点：包括日前交易和日内交易，其中日前交易以15分钟为一节点，全天共96个节点； 继续采用集中竞价的出清方式，具体的流程包括双向报价、集中撮合和边际出清。②不同点：省间现货交易的交易范围与买方主体均有扩大，同时交易时序提前、频次增加，交易机制更为完善。 促进资源大范围优化配置，推动构建以新能源为主体的新型电力系统：①交易范围扩大，利于提升全网电力保供能力和资源互济。②现货市场交易机制可有效促进可再生能源消纳。③省间电力现货市场不仅有利于绿电交易规模的扩大，还将从边际出清价格提高以及新能源消纳需求提高两个渠道提升绿电参与市场化交易的收益，有望进一步打开绿电量价齐升空间。 助力构建全空间、全周期、全品种的电力市场架构：随着省间电力现货交易规则的发布与实施，包含中长期、现货的完整省间电力市场体系基本建立，“统一市场、两级运作”的市场框架初步形成。省间市场定位于资源配置型市场，省内市场定位于平衡型市场，有着一定的交易时序。 投资建议 多政策引导我国电力交易市场建设，跨区域省间富余可再生能源电力现货交易为省间电力现货交易建设打下了坚实基础。省间电力现货交易市场的建立有助于通过市场机制促进资源大范围优化配置、提升电力供应保障能力、促进清洁能源消纳。具体标的方面，火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】。新能源运营商建议关注【龙源电力】【金开新能】【吉电股份】【三峡能源】【福能股份】； 整县推进分布式光伏标的建议关注【晶科科技】【水发兴业能源】等。 风险提示：政策推进不及预期、用电需求不及预期、电价下调的风险、煤炭价格波动的风险等。 1.为什么要建立电力现货交易市场？ 2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》并于2022年1月12日-14日组织具备条件的市场主体开展为期2天的日前、日内省间电力现货交易试结算。本周我们梳理我国电力现货市场发展历程，解读电力现货市场交易规则及建设意义。 1.1.运行四年，跨区域省间富余可再生能源电力现货交易成果丰富 1.1.1.我国电力市场建设：“统一市场，两级运作”架构基本建立 2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件的发布，标志着我国新一轮电力市场改革拉开序幕。多政策从省间、省内两级，中长期和现货两个维度推动我国“统一市场，两级运作”的电力市场架构的建立，逐步完善电力市场体系。 电力中长期交易市场建设： 2016年，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》，统一中长期交易品种、交易周期、组织流程、安全校核等内容，规范了中长期市场的运营。电力中长期交易主要开展年度（多年）、月度、月内（多日）电能量交易。目前，省间、省内中长期电力交易机制日趋完善并常态化运行，中长期电力直接交易电量占全社会用电比重不断攀升。 图1：中长期电力直接交易电量占全社会用电量比重 电力现货交易市场建设： 跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点。2017年8月，国家电网有限公司根据《国家能源局关于同意印发〈跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）〉的复函》要求，正式启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易，主要开展送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内跨区域现货交易。 省级电力现货市场开展试点建设。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货试点，组织推动电力现货市场建设工作；2021年4月，《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点；同时引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。 省间电力现货市场建设。2021年11月1日，国家发改委、国家能源局发布《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》，同意由国家电力调度中心会同北京电力交易中心有限公司按照《省间电力现货交易规则》积极稳妥推进省间电力现货交易。2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》。 图2：我国电力市场体系建设进程 1.1.2.跨区电力现货交易，构建省间电力现货市场体系雏形 2017年8月15日，北京电力交易中心发布《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则（试行）》，卖方主体为送端电网内水电、风电和光伏等可再生能源发电企业，且交易的电量被定性为富裕可再生能源。跨区现货交易积累了市场建设和运行经验，有效促进了可再生能源在全国范围的优化配置，构建了省间电力现货市场体系雏形。 有效缓解较高的弃风弃光率。2016年全国弃风、弃光、弃水问题十分严重，其中弃水电量50 TW∙h；弃风电量49.7TW∙h，弃风率达17.2%；弃光电量7.4TW∙h，弃光率达10.3%。跨区电力现货交易运行4年多以来，累计减少弃风、弃光、弃水电量超250亿千瓦时。2021年上半年，全国水能利用率升至98.43%，风电平均利用率达到96.4%，光伏平均利用率为97.9%。 图3：2018-2021年全国弃风率变化 图4：2018-2021年全国弃光率变化 促进西北地区可再生能源消纳，支撑受端省份电力供应。跨区现货交易成交的均为可再生能源电量。从实际成交来看，西北四省（甘肃、宁夏、青海和新疆）和四川省为主要送端省份，河南、浙江、上海和江苏等为主要受端省份。从送端省份分析，跨区现货交易促进了西北新能源消纳。西北四省累计消纳新能源电量17.6TW∙h，相当于节约标煤539万吨，减少二氧化碳排放1495万吨。从受端省份来看，跨区现货交易有效支撑了高峰电力的有序供应。以浙江省为例，累计成交电量为3.165 TW∙h，平均每年受入约800GW∙h可再生能源电量，相当于2020年全省风电发电量的22%，最大电力达到3800MW。 图5：部分送端省份跨区现货交易年度成交电量（单位：GWh） 图6：部分受端省份跨区现货交易年度成交电量（单位：GWh） 从日成交价格来看，跨区现货交易成交价格更好地反映了市场供需形势。2021年初寒潮期间，由于全国电力供需紧张，1月16日成交均价达261元/兆瓦时，高于全年165元/兆瓦时的均价；2021年10月以来，全国大范围电力供需紧张，11月25日日前、日内市场均价均超过400元/兆瓦时。 以年为时间跨度来看，跨区现货交易成交电量的均价在不断走高。从2018年开始，年度送端成交均价基本在120~165元/兆瓦时内波动，其中150-200元/兆瓦时的占比由2017年的仅2.04%上升至2021年的35.3%，这与电力中长期交易价格升高的趋势相一致。年度长协价格方面，多地2022年度长协电价上涨幅度触及改革要求上限20%。以江苏省为例，2022年度双边协商成交价格达466.78元/兆瓦，较燃煤基准价溢价19.38%；挂牌成交价为464.76元/兆瓦，较燃煤基准价溢价18.86%；市场化交易价格方面，以云南省为例，在2021年电力供需偏紧以及燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%后，2021年全年云南省市场化交易成交均价为0.205元/千瓦时，同比上涨6%，相较于2019年上涨14.3%。 图7：跨区域现货交易成交电量的均价分布（单位：元/兆瓦时） 图8：云南省市场化电价（单位：元/千瓦时） 1.2.省间电力现货交易规则发布，促进可再生能源大范围市场化交易 随着碳达峰、碳中和目标的提出，我国能源低碳转型和电力体制改革加速推进，同时电力平衡格局日趋复杂，高比例新能源出力的随机性和波动性对电网的电力平衡带来巨大挑战，新能源弃电和电力供应不足现象反复交织将成为常态。跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点已无法满足日益增长的省间电力交换需求，亟需开展覆盖范围更广的省间电力现货交易。 2021年11月，国家电网有限公司在开展跨区域富余可再生能源现货交易的基础上，进一步扩大市场范围、丰富交易主体、完善交易机制，组织编制了《省间电力现货交易规则（试行）》，这是我国首个覆盖所有省间范围、所有电源类型的省间电力现货交易规则。 图9：省间电力现货交易示意图 1.2.1.以跨区域现货交易为基础，完善交易机制设计 跨区域富余可再生能源电力现货交易为省间电力现货交易市场的建设打下了基础，在交易机制设计上也有较多相似之处。省间电力现货交易同样包括日前交易和日内交易，其中日前交易以15分钟为一节点，全天共96个节点。在出清机制方面，省间电力现货交易继续采用集中竞价的出清方式，具体的流程包括双向报价、集中撮合和边际出清。①双向报价：买卖双方按时段申报电力-价格曲线；②集中撮合：买方报价折算到卖方节点，在卖方节点按照买卖双方价差递减的原则依次出清；③边际出清：最后一笔成交报价的均价作为系统边际电价。 图10：边际出清示意图 相较于跨区域现货交易，省间现货交易的交易范围与买方主体均有扩大，同时交易时序提前、频次增加，交易机制更为完善。 表1：跨区现货交易与省间现货交易的交易机制差别 1.2.2.促进资源大范围优化配置，推动构建以新能源为主体的新型电力系统 交易范围扩大，利于提升全网电力保供能力和资源互济。2021年在煤价高涨情况下，煤电企业经营困难、发电意愿下降，影响煤电省间中长期交易达成，对于外购电省份保障省内优先购电、平衡电力供需造成一定影响。省间电力现货交易为大电网跨省跨区资源互济提供了市场化手段：对于送端省份，市场主体可将平衡后的富余电力在省间电力现货市场中出售，中标收益可激励电厂主动顶峰发电，加大外送电力。对于受端省份，在电力供需形势紧张情况下，部分省份愿以较高价格在省间电力现货市场购电，争夺更多的省外富余电力，满足本省用电需求。 图11：省间现货交易初期交易范围 现货市场交易机制可有效促进可再生能源消纳。①常规能源发电可以计划和调控，在中长期交易中有优势；而现货市场大范围、短周期的交易机制设计与新能源发电特性相适应，例如日内交易频次的增加可更好地适应新能源出力波动性，降低了新能源发电波动带来的不确定性。②边际价格出清机制有助于提高可再生能源消纳效率。目前火电等常规电源的运行成本主要是燃料成本，其造价日趋昂贵且波动性大，而随着技术水平的提高，清洁能源发电的边际成本已经接近于零。因此，在边际出清价格报价的现货市场中，清洁能源将占据绝对的优势，成为电力现货交易中用于调峰调度的首选。 省间电力现货市场鼓励有绿色电