世界聚焦：广东储能电力现货交易机制17问！

市场主要分为中长期交易市场和现货市场。在广东，中长期分为年度、月度和月内三个周期去组织。（1）年度主要是双边协商、挂牌、集中竞价三种交易品种，占到全年交易量的 60%-70%。（2）月度交易目的是满足年度剩余交易需求，是一种增量交易，交易品种与年度的相同。同时还开了发电侧的合同转让市场和用户侧的合同转让市场，相当于 2 个二级市场。这五个交易品种大概会覆盖到全电量的 90%。（3）剩下的就在月内交易，也是以双边协商、挂牌、集中竞争三种交易品种进行。年度和月度交易中还是以一级市场的形式，有买卖方向的限制，但月内市场无交易方向限制。

(资料图片)

现货市场分为日前和实时。（1）日前交易做的是次日的交易，调度会发布次日的负荷预测等信息，在13:00 前申报量价信息，基于此进行出清。用户需要申报次日用电量用于结算。（2）实时与日前的最大区别是它的超短频预测，会比日前的负荷预测更加精确。

中长期市场相当于期货交易，量价以小时为颗粒度进行清算。现货市场是根据短期的供需关系形成一个分时的价格信号。

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现货市场的负荷曲线及分时量价情况

（1）总负荷曲线：广东是西电东送一个典型的受端，有 1/3 的电力来自外省。总负荷曲线包括省内电和省外电，相对比较规律，峰谷差比较大，体现为三峰三谷。（2）净负荷曲线是扣除省外电后的曲线，变化比较大，主要取决于外来电的曲线。从价格的形成机制来看，现货市场价格和净负荷曲线相关度更大。广东的峰谷电价差别不大，大概都在 0.5 元/千瓦时左右。低谷一般出现在凌晨时段，尖峰一般出现在上午 11 时或 14-15 时。广东目前峰谷电价差不大的原因主要是电源结构相对比较单一，以火电、燃煤、燃气机组为主，成本都相对较高。

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现货市场未来发展规划

（1）在省内，把更多类型电源纳入现货交易体系，目前主要是火电、核电进入现货市场；单边市场向多边市场的转化。（2）在省间，跟南方区域五省现货市场统一出清。

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未来各电源及储能的变化

火电机组的运行小时数近期来看会比较平稳，长期来看会下降，从发电主力军向调节性电源转化。新能源仍处于优先消纳的地位。储能的收益来源：辅助服务市场，调频服务费用比较可观；目前峰谷价差不大，调峰收益风险比较大。

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新能源参与现货如何进行报价及相关考核

新能源进入市场，报价全天是一条曲线，同时还要报第二天每小时预期的功率。考核方面，日前允许 40%偏差，超短频允许 35%偏差。结算方面，发电量的 90%按固定价格结算，10%按现货市场价格结算。新能源在前期占比比较低的时候能搭上火电顺风车，收益变会大。后期占比高后会下降。

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未来南方五省统一出清后，云南外送广东的水电价格变化展望

专家预计电价会上涨。目前，云南和广东还是签订中长期协议，价格按广东的落地价格减去过网费，云南水电厂拿到的价格为 0.3 元左右。未来进入现货市场后，假设广东的现货价格和过网费不变，云南电厂拿到的价格会变高。但目前推进区域市场的问题在于政府会有电量管控，并且农业用电还没进入市场。

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未来用户侧参与报价后，若报价过低会如何影响？

用户的报量报价一般是在日前市场，但实时市场还是比较刚性的。因为用户的报量报价更多的是由售电公司去代理申报的，即使价格不合适导致没有成交，用户也仍然需要电。相当于是做了两级市场，在一级市场去考虑需求侧的量价信息，在二级市场根据超短频的负荷预测刚性分配一些发电量。

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以上机制对负荷侧，如虚拟电厂等新兴主体会有影响吗？

会的。会促进大家做需求侧的管理，在高峰时会避开用电，低谷多用电或储存电。同时，用户要增强负荷的预测能力和管理能力。

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广东省今年用电成本变化情况

各省用户侧成本都在 20%左右。广东的平均价格在 0.53 元/千瓦时左右，其中 70%按年度电量 0.497 元/千瓦时（年度交易），20%按 0.554 元/千瓦时（月度交易），10%按现货价格，平均价格比去年涨了大概 0.07 元/千瓦时左右。预计明年年度涨到 0.554 元/千瓦时左右。月度和现货价格看煤炭的价格，煤炭价格如果下降，可能会到 0.4 元/千瓦时左右。

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市场价格信号对系统效率的影响

时间上的价格信号会激励调节能力强的机组发电，去追踪高峰价格信号，比如燃气机组。同时激励调节能力比较差，没办法追踪高峰价格信号的去降低成本，比如高煤耗的老旧燃煤机组。一些调节能力差、成本高的就转为备用电源，逐渐就被淘汰了；但百万千瓦级低煤耗的火电机组盈利能力仍然较好。

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《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》解读

在没参与市场前，新能源所有发电量都是电网统购统销的。在 2023 年之前，新能源参与市场是以中长期的角度去参与。其中一小部分去跟售电公司或一些有绿电需求的企业等用户侧做一些中长期的交易，在结算时有一部分电的价格按照双方谈定的价格结算。那这种模式其实是不算是严格进入现货市场。在这个方案发布后，会选择几个风光的试点企业完全进入现货市场。发电量由量价信息决定，如果报价不合适，就要弃风弃光，但是不纳入国家弃风弃光率考核。价格方面，进入现货市场的新能源企业目前 90%还是按照原来的价格机制来保障收益，剩下的 10%按照现货市场价格。

这个规则跟过去的绿电交易做了区分。这个区分涉及到绿证的流转。在初级阶段，新能源企业要么参加绿电交易，要么参与现货（90%的电量按原价格机制结算，10%的电量按现货结算）。如果是绿电交易，绿证会流转。如果是 10%参与现货，由于目前国家还没有规定，绿证和补贴应该都还属于企业自身。

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当省内负荷曲线需求大于供给时，能不能从省外调电，响应速度如何？

（1）应急调度机制，在日前和日内都可以向南方总调进行协调，实时调动会比较紧张。省间调度价格的价格分两种情况，缺电方购电价格按基准+20%的电价，电过剩售电价按基准-20%的电价。（2）发电机组会有上调的备用。（3）限电。

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核电的价格如何定，有没有被压制？

核电在 2022 年是没有被压制的，有 200 亿电量，在成本没变的情况下搭了火电的顺风车，按 0.5 元左右的价格参与现货。2023 年，可能会适时启动核电价格调节，如果过高会实行利润疏导，结算时考虑全市场的火电价格，最后回收一笔费用（未有明确政策）。

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火电的盈利状况会怎么变化？

与没进入现货市场前相比，火电企业收益还是变高了。但至于能不能覆盖成本，是和新能源的占比有关的。

如果在新能源占比比较多的省份，火电确实会被挤压。

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目前 10%参与现货市场，这个比例未来会提高吗？

国家层面发布过一个文件要求中长期达到 90%，目前市场设置约束机制，不达标进行罚款。但现在各省都有放开的趋势。

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签中长期的时候会分煤电和绿电吗？

目前签中长期煤电、核电、燃气电是不分的，但绿电是分开的。绿电的交易还有绿证。未来主要还是看绿证的疏导，理论上应该是全部合在一起交易。

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现在只有八个省参与现货市场交易，未来发展对各类型的电源有什么影响？

不同的试点省各有特色。火电机组未来会逐步向调节性能源去转变，直接收益会减少，辅助服务费用会上升。新能源进入交易市场，价格根据本省的电源结构决定，同时环境溢价会增加收益。核电由于安全属性要求较高，不用于调调峰，会有序进入市场，但大部分比例会由政府控制。水电分情况，如果是水库发电是具备调节能力的，可以在高峰发电。市场通过价格去激励供给侧和需求的行为响应，调节能力越强，盈利能力越强。

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怎么看待独立储能？

抽蓄目前是电网公司去建设，相关费用以辅助服务费分摊给用户。

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