电力市场

作为唯二的两个国家级电力交易中心，北京电力交易中心有限公司和广州电力交易中心有限公司在我国电力市场中的地位可谓举足轻重。

2018年3月23日，在中国电力企业联合会主办的“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上，北京电力交易中心党总书记、副主任史连军和广州电力交易中心总经理吴建宏分别介绍了目前电力市场的发展状况，以下是主要内容。

北京电力交易中心

2016年3月1日，北京电力交易中心挂牌成立，主要负责跨区跨省电力市场建设和运营，截至2018年2月底已组织各类省间交易16848亿千瓦时。

国家电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场成员55746家，其中，发电企业27161家，电力用户26317家，售电公司2233家。2017年，新增注册的电力用户和售电公司20013家，是2016年的3.7倍。

2017年，市场化交易电量突破一万亿，达到12095亿千瓦时，市场化交易电量占比达到31.2%，释放改革红利295亿元。

省间交易方面。2017年，北京电力交易中心组织开展省间交易电量8735亿千瓦时，同比增长10.6%。华北、华东、东北三个地区交易电量规模较大，分别为1778、1314、679亿千瓦时;西北地区市场化电量占比较高，达到90.4%。近三年，西北、华东地区省间交易电量增长较快，年平均增速分别达到24.7%、15.9%。

省间交易类型主要分为省间合约交易、省间直接交易、省间合同转让交易和现货交易。总的来看，省间市场化交易以省间合约交易为主，共开展329笔交易，成交电量1632亿千瓦时，占省间市场化交易电量的59.9%;电力直接交易次之，共开展50笔交易，成交电量911亿千瓦时，占省间市场化交易电量的33.5%。

从交易周期来看，省间市场化交易以季度/月度交易为主，共开展388笔交易，成交电量达2061亿千瓦时，占省间市场化电量的75.7%;从交易价格来看，各月省间市场化交易平均落地价格为0.334元/千瓦时。

省间交易省份中，浙江、江苏、上海等8省市参与省间交易电量规模较大，均在500亿千瓦时以上，从省间交易电量占总交易电量比例来看，北京、上海、天津、蒙东省间交易电量占比超过50%。与此同时，省间外送电交易规模较大的省份为四川、山西、宁夏、新疆和甘肃，相应的省间外购电交易规模较大的则为浙江、江苏、上海、北京和山东。

省内交易方面。2017年，随着发用电计划的逐步放开，各省(除西藏外)电力直接交易电量快速增加，江苏、山东、浙江、河南、安徽、山西、四川等7个省电力直接交易量突破500亿千瓦时，辽宁、福建、湖北、陕西等4个省电力直接交易量突破300亿千瓦时。

2017年，公司经营区域完成发电权交易电量1214亿千瓦时，其中，江苏电力交易中心组织完成的发电权交易电量最多，完成206亿千瓦时。

在清洁能源消纳方面，成功实现“双降”目标，弃电量412亿千瓦时，下降11.3%;弃电率11%，下降5.3个百分点。

按照能源类型分，风电交易电量2300亿千瓦时，增幅为29.6%;太阳能交易电量930亿千瓦时，增幅为76.6%。按照交易范围分，省间交易电量492亿千瓦时，增幅为35.6%;省内交易电量为2738亿千瓦时，增幅为41.3%。

售电方面，有15个省份的售电公司参与电力直接交易。

在介绍了2017年电力市场的运营情况之后，史连军也指出了电力市场建设所面临的四个形势和挑战。

一、顶层设计：完整市场体系的设计和建设成为当务之急

当前，虽然已经初步建成统一市场、两级运作的市场模式，建立了中长期交易运营机制，但各省规则差异较大，目前已有300多种交易规则;在国家发改委、能源局组织下，山东、山西等8个地区作为第一批试点，在进行电力现货市场的建设工作，浙江已开始市场规则的编制工作。但各试点在市场模式、交易组织、市场主体等方面的思路差异较大。

当前，需要对我国的市场框架、市场模式和交易机制进行更加细致的顶层设计，以更好地促进资源流动、市场主体参与交易和未来市场的开放融合。

二、清洁转型：促进能源低碳转型任务依然艰巨

全国弃风弃光局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高，但仍面临较大压力;国内政策要求全额消纳新能源，但新能源出力具有不稳定性，难以在市场中准确进行电量申报，新能源参与市场面临政策和技术双重障碍。

2017-2018年弃风弃光矛盾得到一定的缓解，2018年新能源省间消纳电量力争突破600亿千瓦时，且到2020年基本解决新能源消纳问题。

三、市场规模：持续扩大市场化交易规模面临挑战

当前各省市场化交易占比不平衡、差距大。从2018年计划看，国家电网覆盖范围内，青海放开比例仍然最高，达到63%;山西、江苏、甘肃、青海、宁夏、新疆放开比例超过40%;安徽、福建、河南、辽宁、蒙东、陕西、四川、重庆放开比例在30%~40%;河北、山东、湖北、江西、吉林、黑龙江放开比例在20%~30%;上海、浙江、湖南放开比例在10%~20%;京津唐地区放开比例不足10%，部分地区扩大市场交易规模任务较重。

随着市场化交易占比的提升，给电网运行、清洁能源消纳、电力市场交易组织、市场风险防范都提出了新的挑战，需要加快完善相应的市场机制和电网运行管理机制，确保市场交易的有序开展。2018年市场化交易电量力争突破1.4万亿，占售电量比重达到35%。

四、市场有效竞争有待加强

省间壁垒问题突出，制约了全国电力市场建设和资源的充分、高效配置;严格控制省外购电量，设置购电量上限，严格审批外购电;行政干预省间交易价格，压低省外购电价格，设置可再生能源增量现货外送交易价格下限;缺乏完善的市场风险防控机制，市场中存在价格、市场力、规范运营等多种风险，将对市场可持续发展造成影响。

最后关于接下来的发展思路与有关设想，史连军提出了“三统筹、三提升、一支撑”，统筹省间交易与省内交易、中长期交易与现货交易、市场交易与电网运行，提升可再生能源消纳水平、市场透明开放程度、市场风险控制能力，加强电力市场的技术支撑。

「 广州电力交易中心 」

南方区域电力供需有四个特点。

第一，省间资源互补优势明显，主要有三个方面：经济发展差异大，产业结构差异大，电源分布差异大。

经济方面。由高到低，南方区域五省GDP占比情况分别为，广东：62%，广西：14%，云南：12%，贵州：9%，海南：3%。1-12月全网统调最高负荷为16297万千瓦，仅广东省就达到了10858万千瓦，广西、云南、贵州均在2000万千瓦的水平，海南最少为457万千瓦。

产业方面。西部高耗能产业用能占比较大，东部高耗能产业用能占比较小。由高到低，南方区域五省高耗能用电占比情况分别为，云南：47.5%，广西：40.0%，贵州：39.6%，广东：11.5%，海南：9.0%。

电源方面。由高到低，南方区域五省发电装机占比情况分别为，广东：37.38%，云南：29.91%，贵州：17.17%，广西：13.11%，海南：2.43%。

第二，非化石能源比例高。南方区域电源结构为，煤电：41.40%，水电：36.29%，风电：5.99%，气电：5.96%，核电：4.93%，蓄能：2.01%，其他：3.43%，其中非化石能源电源为52.64%。

第三，网架结构坚强，东西部联系紧密。2017年底，建成“八交十直”18条500千伏及以上西电东送主通道，西电送广东能力3436万千瓦，其中，贵州送出能力895万千瓦，云南送出能力2615万千瓦。

第四，西电东送机制基础扎实。南方区域电力形成了西电东送政府间协商机制，例如，国家西电东送总体规划+本省电力发展规划;签订五年政府间框架协议，约定年度送电规模;纳入本省电力规划+电力电量平衡;充分协商，形成年度及月度计划。

近年来，南方电网西电东送电量逐年增长，年度西电东送电量从1243亿千瓦时增长到2028亿千瓦时，电量增长超过60%，年均增长约10.3%。

在介绍完南方区域电力供需的特点之后，吴建宏还介绍了电力市场的建设现状。

一、以股份制模式推动交易机构组建

广州电力交易中心作为区域交易中心，南网股份占比达到66.7%，其他五个省级交易中心南网股份占比由高到底分别为，贵州：80%，广东：70%，广西：67%，海南：67%，昆明：50%。

二、以中长期交易为核心推进市场体系建

三、以市场诚信建设为主线开展市场主体培育

广东将市场主体信用与市场交易额度挂钩，同时开展售电公司履约保函管理;云南推动企业信用与合约履行挂钩，并建立黑名单和负面准入制度;贵州则制订了市场主体市场化交易行为星级信用评价标准。

至2017年底，平台注册市场主体共12768家，其中，发电厂613家，电力用户12516家，售电公司565家。广州交易中心注册市场主体130家，电网公司5家，发电厂125家(云南电厂60家;广东发电企业60家，49家燃煤发电、11家燃油燃气发电;独立发电企业5家)。

四、以促进供给侧结构性改革为目标组织电力市场化交易

市场主体放开范围进一步扩大。广东年用电量3000-5000万千瓦时及以上的商业用户;省级大型骨干工业企业;有色金属企业;众陶联企业;广州开发区年用电量1000万千瓦时工业企业。广西35千伏及以上全部大工业用户和部分10千伏增量用户可参与交易。云南全部大工业用户、全电量参与市场竞争。贵州大工业用户;年用电量800万千瓦时及以上的一般工商业用户;年用电量30~800万千瓦时以下的工业用户和一般工商业用户;试点工业园区内年用电量30万千瓦时以下的一般工商业用户。

2017年，南方电网经营区域内，四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30.1%。用户侧平均降价0.085元/千瓦时，给用户减少电费支出217亿元。

五、以清洁能源消纳为目标推进跨省区交易

2017年，西电东送2028亿千瓦时，清洁能源占比86%;跨区跨省市场化交易电量268亿千瓦时，占比12.8%;赠送云南富余水电277亿千瓦时。

最后，吴建宏总结了南方区域电力市场建设的经验启示以及面临的问题。

经验启示方面。“协议+市场”模式保障了市场稳定;市场化价格形成机制激发了市场活力;多方参与形成了市场合力、实现了共赢;政府行政管控提供了有力支撑。

困难和挑战方面。电力市场建设缺乏统筹规划;省间壁垒仍一定程度存在;电力现货市场建设进一步加快;清洁能源消纳存在一定困难。

(注：以上内容根据会议嘉宾PPT素材整理)