广东电力市场2017年年度报告

广东电力市场2017年年度报告

广东电力交易中心

2018年02月

目录

一、市场运行环境 (1)

（一）电力市场化改革政策情况 (1)

（二）电网和电源情况 (2)

（三）全省经济运行情况 (3)

二、市场运营情况 (5)

（一）市场规模稳步扩大，市场主体活跃多样 (5)

（二）市场交易平稳有序，电网运行安全稳定 (7)

（三）交易结算准确快捷，偏差控制好于预期 (12)

（四）加强精细化市场服务，搭建信用风险体系 (16)

（五）组织架构逐步完善，市场管理公开规范 (18)

（六）中长期市场体系基本建成，售电市场健康发展 (19)

三、2018年市场形势分析 (21)

四、2018年市场重点工作安排 (22)

（一）加快完善市场交易体系，深化市场资源配置作用 (22)

（二）稳妥做好市场交易组织，确保电网安全稳定运行 (23)

（三）提升市场管理服务水平，优化市场主体服务体验 (23)

（四）推进交易系统功能升级，加强信息安全风险防控 (23)

一、市场运行环境

（一）电力市场化改革政策情况

按照中发9号文及其配套文件对电力体制改革工作的总体要求和广东省售电侧改革试点实施方案及相关配套改革方案的统一部署，广东积极推进电力市场化改革，严格按照政府相关部门的工作要求开展工作。2017年广东电力市场建设相关的政策文件如下：

1、《广东省发展改革委广东省经济和信息化委国家能源局南方监管局关于2017年广东省有序放开发用电计划及电力批发交易有关工作安排的通知》（粤发改能电〔2016〕784号）；

2、《广东省经济和信息化委广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于2017年电力用户参与市场交易相关事项的通知》（粤经信电力函〔2016〕292号）；

3、《广东省经济和信息化委关于2017年广东省电力市场交易有关工作安排的通知》（粤经信电力函〔2016〕308号）；

4、《广东省经济和信息化委广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于明确2017年市场交易组织有关事项的通知》（粤经信电力函〔2017〕63号）；

5、《广东省经济和信息化委广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于明确2017年集中竞争交易有关事项的通知》（粤经信电力函〔2017〕104号）；

6、《南方能源监管局广东省经济和信息化委广东省发展改革委关于印发《广东电力市场发电合同电量转让交易实

施细则（试行）》的通知》（南方监能市场〔2017〕178号）；

7、《南方能源监管局广东省经济和信息化委广东省发展改革委关于调整发电侧偏差电量结算价格形成规则的通知》（南方监能市场〔2017〕189号）；

8、《广东省经济和信息化委关于2018年电力市场交易安排的通知》（粤经信电力函〔2017〕226号）；

9、《南方能源监管局广东省经济和信息化委广东省发展改革委关于印发《广东电力市场年度合同电量集中交易实施细则（试行）的通知》（南方监能市场〔2017〕350号）；

10、《广东省经济和信息化委关于2018年年度合同电量集中交易安排的通知》（粤经信电力函〔2017〕266号）。

（二）电网和电源情况

1、输电网规模

广东电网以珠江三角洲地区500千伏主干环网为中心，向东西两翼及粤北延伸。截至2017年12月底，共有220千伏及以上输电线路37528千米（含电缆）、变电站488座、主变容量325384万千伏安（含广州、深圳电网）。

2、外部联网情况

通过“八交九直”高压输电线路与中西部电网联网：通过5回直流与云南电网联网；通过8回交流、3回直流与贵州、广西电网联网；北部通过1回直流与国家电网联网。

通过1回500千伏交流海缆与海南电网相联；通过4回400千伏线路与香港电网相联；通过6回220千伏线路与澳

门电网相联。

3、省内装机情况

截至2017年12月31日，广东电网统调装机容量107648MW，其中中调装机容量88356MW，地调装机容量19293MW。

（三）全省经济运行情况

2017年，广东实现地区生产总值89879.23亿元，按可比价格计算，同比增长7.5%，增幅与上年同期持平。与全国相比，广东地区生产总值、规模以上工业增加值、固定资产投资额同比增幅分别高于全国平均水平0.6个、0.6个和6.3个百分点。

固定资产投资增速同比提升。2017年，广东完成固定资产投资37477.96亿元，增长13.5%，增幅同比提高3.5个百分点。其中，工业投资增速加快，共完成投资12110.44亿元，同比增长9.6%，增幅同比提高0.7个百分点。

消费品市场增速略有回落。2017年，广东实现社会消费品零售总额38200.07亿元，同比增长10.0%，增幅同比回落0.2个百分点。

进出口总额增速提高。2017年，广东实现进出口总额68155.9亿元，同比增长8.0%，增幅同比提高8.8个百分点，占同期我国进出口总值的24.5%。

（四）全省电力需求和电力供应情况

2017年，全省全社会用电量5959亿千瓦时，同比增长6.22%，增幅比去年同期提高0.58个百分点；其中，工业用电量3815.29亿千瓦时，同比增长5.9%，增幅比去年同期提高1.36个百分点。一、二、三产业和居民生活用电对全省用电增长分别贡献了0.14、3.88、1.49和0.7个百分点，第二产业尤其是工业用电增长仍是拉动全社会用电增长的主要动力。各产业用电情况见表1。

表1：2017年广东省行业用电量情况表（单位：亿千瓦时、%）

项目占比累计电量

同比增长

今年去年回升/回落

全社会用电量100.005959 6.22 5.640.58第一产业 1.6899.948.58 1.92 6.66

第二产业65.183884.18 5.94 4.56 1.39

其中：工业64.033815.29 5.90 4.54 1.36

第三产业17.311031.238.847.930.91

城乡居民生活用电量15.84943.62 4.348.17-3.83从电力供应情况来看，在经济增长和高温天气推动下，广东统调负荷四次创新高，达到10858万千瓦（8月21日），同比增长8.5%。全省电力供应基本满足需求。

（五）一次能源运行情况

2017年，全国能源生产总量36亿吨标准煤，其中非化石能源占比17.6%，全年环渤海动力煤价格指数BSPI平均报585.3元/吨，同比增长27.4%。全国天然气消费量达到2352亿立方米，同比增长17%，广东省天然气用量约200亿立方米，同比增长13%，全年价格总体平稳。

二、市场运营情况

2017年，《广东电力市场交易基本规则》正式印发，包括统一出清、全电量交易、月清月结、偏差考核等在内一批新的交易机制顺利实施，全年实现市场化交易电量1157亿千瓦时。新增发电合同电量转让交易和年度合同电量集中交易品种顺利实施，市场整体呈现出竞争有序、开放活跃的局面，系统安全运行保持平稳。

（一）市场规模稳步扩大，市场主体活跃多样

截至2017年12月底，经广东省经信委及各地市经信局发文（合计468批次），共有6080家市场主体获得市场准入资格（含2018年准入标准，已发文准入的部分市场主体），同比增长379%，其中已完成注册登记5785家，注册率95.14%。获得准入的市场主体中，售电公司374家，同比增长152.7%；发电企业72家、同比增长89.5%；大用户765家，同比增长18.4%；一般用户4869家，同比增长1016.7%，如图1所示。

图12017年广东电力市场主体准入情况（单位：家、%）

从准入市场电力用户的地区分布来看，阳江（494家，占比10.1%）和广州（457家，占比9.4%）分列前两位，其中，阳江地区以园区企业为主，广州地区大用户为主。具体分布如图2所示。

图22017年广东电力市场电力用户地区分布情况（单位：家）从准入市场售电公司的地区分布来看，以广州、深圳两地数量居多，占全省总数的62%。其交易电量及获利占市场份额近9成。其中广州130家，占比35%；深圳100家，占比27%；除湛江市尚未成立售电公司外，其余18个地市售电公司合计144家，占比38%。具体分布情况如图3所示。

图32017年广东电力市场售电公司地区分布情况（单位：家）

（二）市场交易平稳有序，电网运行安全稳定

2017年，组织双边协商交易成交电量837亿千瓦时，同比增长199%；组织集中竞争交易成交电量319.6亿千瓦时，同比增长100%；组织发电合同转让交易成交电量82.6亿千瓦时。考虑双边协商与集中竞争电量加权后的市场电量平均价差为-65.7厘/千瓦时；考虑市场电量与基数电量的全电量加权平均价差为-29.0厘/千瓦时。具体情况如下：

1、年度双边协商交易

2017年组织1次双边协商交易，累计组织成交电量837亿千瓦时，平均价差为-64.5厘/千瓦时。2017年双边协商交易分月电量如图4所示。

图4：2017年双边协商交易分月分解电量（单位：亿千瓦时）年度双边协商交易成交电量占市场总规模的72.3%，市场自主形成以年度双边协商为主、月度集中竞争为辅的格局。全年双边协商交易合同交割率100%。

2、月度集中竞争交易

2017年共组织11次月度集中竞争交易，累计成交电量319.6亿千瓦时，平均价差为-68.9厘/千瓦时。月度集中竞争交易成交电量及统一出清价差如图5所示。

图5：2017年月度集中竞争交易分月电量-价差图（单位：亿千瓦时，厘/千瓦时）从市场集中度指标（HHI）来看，月度集中竞争市场中发电侧属于低集中寡占型状态；需求侧属于竞争型市场结

构，竞争较为充分。2017年月度集中竞争市场集中度指标（HHI）如图6所示。

图6：2017年月度集中竞争市场集中度指标（HHI）从市场价格来看，煤机出清价格与一次能源价格有一定关联性，燃机出清价格与一次能源价格关联程度相对较弱。如图7所示。

图7：月度市场价格与一次能源价格（单位：厘/千瓦时、元/吨、元/千立方米）从各类型机组交易占比来看，热电联产燃气机组和煤耗300g以下燃煤机组的市场电量约占市场总电量的90%，燃气

机组和60万以上燃煤机组市场电量约占市场总电量的65%。如图8、9所示。

图8：不同煤耗机组月度市场电量占比（单位：亿千瓦时、克/千瓦时）

图9：不同容量等级机组月度市场电量占比（单位：亿千瓦时、万千瓦）

3、发电合同电量转让交易

2017年共组织月度发电合同转让交易共16次，累计成交电量82.6亿千瓦时，如图10所示。

图10：2017年月度发电合同转让交易成交电量（单位：亿千瓦时）

（1）发电合同转让集中交易6次，共计成交电量61.7亿千瓦时。其中，煤机成交电量56.4亿千瓦时，平均成交价格276.3厘/千瓦时，气机成交电量5.3亿千瓦时，平均成交价格555.2厘/千瓦时。

（2）发电合同转让协商交易10次，共计成交电量20.88亿千瓦时。其中，煤机成交电量20.88亿千瓦时，平均成交价格为269.0厘/千瓦时，暂无气机交易。

4、2018年年度电量交易情况

2018年年度交易总成交电量1094亿千瓦时，平均成交价差为-75厘/千瓦时。其中，年度双边协商交易规模上限1000亿千瓦时，实际成交电量998亿千瓦时,平均成交价差为-76.6厘/千瓦时；年度合同电量集中交易电量规模上限100亿千瓦时，实际成交电量96亿千瓦时,平均成交价差为-59.7厘/千瓦时。约七成市场电量交易通过年度实现，有利于市场主体规避价格波动风险，有利于市场平稳运行。

（三）交易结算准确快捷，偏差控制好于预期

1、结算电量情况

2017年共有62家电厂，11家大用户，136家售电公司（代理4562家零售用户）参与2017年1-12月的市场化交易结算。全年市场交易成交电量1157亿千瓦时，剔除长协调减电量后实际成交电量1141亿千瓦时，全年实际用电量1131亿千瓦时，市场电量完成率99%。月度总市场电量正负偏差均不超过5%，市场整体需求预测较为精准，如图11所示。

图11：2017年结算电量情况图（单位：亿千瓦时、%）

2、价差电费情况

2017年发电侧总让利73.4亿元，其中：价差电费让利75.2亿元(煤机67.5亿元，气机7.7亿元)，必开补贴收益2.4亿元，考核费用0.5亿元。

用户侧总获利71.3亿元，其中：售电公司净获利12.7亿元；用户获利58.6亿元，平均价差51.8厘/千瓦时；用电侧考核费用3.6亿元。其中，用户与售电公司分成比例约为

8：2。需求侧企业全年市场收益为正的127家，为负的20家，应缴资金合计0.65亿元，已缴纳0.6亿元，尚有两家售电公司未缴费，合计0.05亿元。

其中全年因发用电量差错、发电偏差价格调整、台风免考核、去产能免考核等事项进行了追退补，合计退还给电厂电费1.1亿元，退还给售电公司0.24亿元。如表2所示。

表2：2017年广东电力市场结算总体情况（单位：亿元）

单位价差电费考核费用必开补贴合计

供给侧煤机67.490.41-2.2965.60气机7.740.13-0.067.81小计75.220.53-2.3573.41

需求侧

售电公司-16.22 3.510.00-12.71零售市场用户-57.290.000.00-57.29批发市场用户-1.360.060.00-1.30小计-74.86 3.570.00-71.30

市场结余资金0.36 4.10-2.35 2.11从价格方面来看，全年市场结算平均价差66.6厘/千瓦时，市场价格趋于平稳。如图12所示。

图12：2017年市场分月结算价差情况（单位：厘/千瓦时）

3、零售结算情况

随着售电市场竞争加剧，用户分成占比由年初的不足

80%逐渐增长，在11月达到最高点87.2%，全年用户平均分成占比82.5%，与2016年基本一致。如图13所示。

图132017年广东电力市场用户侧获利情况（单位：亿元、%）

4、发电偏差情况

全年发电侧月度偏差电量平均值为21.5亿千瓦时，12月偏差电量达到峰值，约为33.6亿千瓦时，偏差电量总体呈现“两头高、中间低”的态势。其中气机全年合计欠发6.4亿千瓦时，60万以上煤机合计欠发1.6亿千瓦时，60万以下煤机顶峰较多，合计多发8.0亿千瓦时。如图14所示。

图14：机组偏差电量情况（单位：万千瓦时）

5、用电偏差情况

售电公司全年各月偏差率平均值为8%（按绝对值计算），全年偏差控制水平呈“两头高，中间低”的态势。主要是售电公司逐步适应偏差考核规则，偏差率平均值逐步下降并维持在7%左右；随着年底节假日及订单方面的影响，用电需求控制难度增加，偏差率呈现翘尾现象。如图15所示。

图15：需求侧预测偏差分布（单位：千瓦时）

6、各地区用户价差情况

2017年，阳江、惠州、揭阳、中山、韶关的单位电量价差电费排名靠前，按电量加权平均价差-57.8厘/千瓦时；潮州、汕头、东莞、汕尾、江门的单位电量价差电费排名靠后，按电量加权平均价差-44.5厘/千瓦时；分地区之间差异较大。如图16所示。

全省平均-51.8

图16各地区用户价差对比图（厘/千瓦时）

（四）加强精细化市场服务，搭建信用风险体系

1、加强信息披露。编制《市场信息披露管理办法》，推进服务渠道运营能力建设，建立交易中心微信公众号订阅号，截至12月底，微信公众号关注总人数为9011人，推送文章138篇，阅读总数336047次。

2、加强差异化市场培训。根据不同市场主体需求，分类组织交易规则、市场资质管理、结算系统应用、合同管理等专业培训22场次，累计培训市场主体超2000余人次。

3、提供精细化咨询服务。设立党员责任区，以党员带动群众，通过精细化管理，降低市场主体咨询数量，持续提升市场管理服务水平。截止至12月底，共解答电力交易咨询电话3900余个。“市场主体咨询率”从上半年的13.47%下降至2.16%，“市场主体咨询当场反馈率”从上半年的43%上升至95%。通过2017年度市场服务问卷调查，回收问卷135份，反馈总体满意的问卷占比达94.81%。

4、持续优化市场主体注册登记管理。一是制定并印发《广东电力市场售电公司准入与退出规范指引》，规范售电公司的市场准入与退出办理流程。二是打造市场主体分类管理数据库，优化审核流程和交互界面，确保注册审核“一日结”，提升用户体验。

5、加强交易合同登记管理。一是印发《广东电力交易市场合同登记管理办法》，完善电力交易合同登记管理流程；二是优化现行零售结算三方合同签署流程，并完成新零售结算合同文本的起草与交易系统合同模块改造。

6、搭建市场信用风险防控体系。一是推进建设电力市场信用评价体系，提出多维度信用评价模型与指标，实现市场交易风险的可控，保障电力市场的可持续发展。二是规范售电公司履约保函管理。落实政府部门要求，制定并实施《广东电力市场售电公司履约保函管理实施细则》，截止2018

年1月31日，应交履约保函售电公司149家，实收145家，未提交4家。保函金额分布见表3所示。

表3：售电公司履约保函提交情况（单位：万元、家）

保函额度200万元200-500万元500-1000万元1000-2000万元

售电公司数量100家9家12家24家（五）组织架构逐步完善，市场管理公开规范

在省政府相关部门的指导和市场主体的支持下，广东电力交易中心、广东电力市场管理委员会相继成立，市场交易机构的建设不断完善，具体情况如下：

1、正式成立广东电力交易中心有限责任公司

2017年3月，完成了工商注册，召开了两次董事会、监事会会议，实现按《公司法》及公司章程相对独立运作；不断完善内部组织架构，人员不断充实，现设发展研究部、交易组织部、分析结算部、市场管理部、信息数据部、综合部、财务部等部门。广东电力交易中心各股东出资金额和持股比例如图17所示。

图17：广东电力交易中心股东出资情况（单位：万元）

2、正式组建广东电力市场管理委员会

2017年7月14日，根据省政府关于市场管委会组建的工作要求，经过民主投票，选举产生首届广东电力市场管理委员会（以下简称“管委会”）。管委会在广东省政府部门的指