基于此，【朗新研究院】以省级电力市场为切入点，率先聚焦广东、四川、天津这三个具有代表性的省（市），深入分析其电力市场在2024年的最新变化与动态特征，同时，也将探讨这些变化对市场中各经营主体所带来的具体影响和挑战，以期为行业内外提供有价值的参考与洞见。本期先行刊发广东篇。
导语
为此，【朗新研究院】将从2024年广东电力市场的调整方向出发，并结合一季度的实际交易情况，浅析这些调整对广东重要经营主体所带来的影响。
2024年广东电力市场重点变化
2024年，广东电力市场保持了交易规模、价格限制的相对稳定，但在交易方式方面围绕现货市场做了诸多调整，比如扩大现货市场交易主体范围、试点双边报量报价等等。另外，广东还进一步细化和完善了绿电交易方式。
（一）长协量价限制微调
2024年广东电力市场规模上限为6000亿千瓦时，相比2023年增加500亿千瓦时，其中年度交易规模从3000亿千瓦时增加到3200亿千瓦时。
在价格限制方面，广东2024年电力市场年度交易价格限制和2023年维持一致，上限为0.554元/千瓦时，下限为0.372元/千瓦时。基准价也延续了高位运行，广东燃煤基准价依然是全国最高的省份。
（二）市场参与主体扩容
2024年，广东重点扩大了电力市场的参与主体范围。
一是扩大发电侧参与现货市场范围。推动220KV及以上风光项目全部参与市场化交易，且以现货交易为主。
二是扩大用户侧直接参与市场交易的范围。新增年用电量500万千瓦时及以上工商业用户，允许10KV及以下工商业用户自主选择。
三是推动独立储能、抽水蓄能等其他经营主体试点参与市场交易，明确抽水蓄能抽水电价、上网电价按机组的分时现货节点电价执行，抽水蓄能电站容量电费维持现行机制不变。
（三）绿电交易方式创新
2024年，广东绿电交易将参照最新版的《广东省可再生能源交易规则（试行）》执行。根据新版规则，广东绿电交易方式也有着诸多创新和调整。
一是将绿电交易的发电主体与绿证核发范围保持一致。所有符合绿证核发条件的发电主体均可参与绿电交易，包括分布式发电、地热能发电、海洋能发电等，此前以集中式新能源为主。
二是新增绿电事后交易机制。允许售电公司在未能满足电力用户当月绿电交易需求时，可在后续月份参与绿电交易，从而减少绿电交易偏差。
三是优化零售侧绿电交易模式。将绿电合同从原零售合同中独立出来，明确零售用户参与绿电交易须通过与其建立电能量零售关系的售电公司，并增加了零售用户的结算优先级，优先级高的电力用户可在售电公司批发侧绿电电量无法满足零售侧绿电需求时优先结算。
（四）双边报量报价提上日程
2024年，广东将开展现货市场双边报量报价试点交易，择机允许批发用户、具备条件的零售用户（通过具备条件的售电公司参与）自愿选择报量报价的方式参与日前电能量市场出清。
此前，广东与国内大多数省份一样，在现货市场建设初期采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”模式，即用户侧仅作为价格接受者，所申报量也不参与日前市场出清，无法直接作用于现货市场价格的形成。
今年广东开展现货市场双边报量报价试点，无疑给市场传递了重要信号，用户侧将更加深入地参与到现货市场中，面临的风险、难度和成本将进一步提升。
（五）煤电气电容量电价正式执行
广东电力市场价格变化及经营主体影响分析
（一）现货市场价格呈现下行趋势
大规模申报零价或负电价的新能源明显拉低了广东现货市场价格。进入2024年以来，广东现货市场的价格持续走低，2024年一季度均价明显低于2023年同期价格。
（二）新能源入市将面临一定风险但总体可控
广东新能源全面参与现货市场后，会面临一定的收益风险。一方面是如上文所述现货市场价格走低将给新能源机组带来一定的营收压力，另一方面是新能源将面临更细颗粒度（每15分钟）的功率预测偏差考核，这无疑增加了其在现货市场中承担的考核压力。
但由于当前结算机制，新能源参与现货市场的收益风险又相对可控。根据《广东可再生能源能源交易规则（试行）》，新能源电能量电费收入由中长期合约电费、基数电量电费、现货偏差电费等费用构成，其中中长期合约电量按双方约定的合约价格计费、基数电量按政府批复的上网电价计费，并且，中长期与基数电量之和大于等于上网电量的90%，现货偏差电量所占比重不超过10%。这意味着，新能源参与现货市场时，其大部分电量的收益是稳定可预期的，仅有小部分（不到10%）电量会根据现货价格进行结算。
这种结算机制为新能源提供了收入保障，有效缓解了因现货市场的价格波动或其他原因导致收益的大幅波动问题，从而在短期内为新能源入市后的收益提供了一定程度上的保障。
（三）独立储能收入短期内仍将以容量租赁为主
自2023年广东首次允许独立储能参与现货市场，广东独立储能基本形成了“容量租赁+电能量交易+辅助服务”的盈利模式。
相比于容量租赁和辅助服务，广东独立储能参与现货市场仍处于试点阶段，根据广东电力交易中心数据显示，2023年仅1个独立储能电站参与现货市场，截至2024年目前，参与数量也仅增至5个。独立储能参与现货市场获取的收益也相对有限，这主要受两方面因素制约：
一方面是广东现货市场价差偏低，根据《2023年广东电力市场年度报告》，2023年独立储能平均充放电价差0.155-0.177元/kWh，不到2毛；另一方面是货市场中每日充放电次数的约束，根据《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》，独立储能日均充放电循环次数上限为2次。
当前，广东独立储能对于参与现货市场更多持观望态度，容量租赁仍是广东独立储能的主要盈利方式。
（四）煤电盈利能力更趋稳定
一方面是煤电调整为两部制电价，根据广东电力交易中心发布《关于广东电力市场 2024 年度交易及年度绿电交易结果的通报》，2024年广东年度交易成交均价为465.62厘/千瓦时，同比下降约16%，若考虑容量电价政策，按100元/千瓦·年补贴计算，煤电机组到手综合电价（容量+电量）将得到一定程度的上浮。
另一方面是广东继续实行一次能源价格传递机制，当综合煤价高于或低于一定值时，煤电发电成本若超出或低于允许的浮动范围，将按照一定比例对超出或未达标的电量进行补偿或回收，相关费用由全部工商业用户分摊或分享。这一机制使得煤价的波动可以传导至用户侧，从而分摊煤电的成本压力。
总体来看，广东煤电机组受整体市场需求影响，长协价格有所下滑，但容量电价的实施在一定程度上修复了收益水平，再加上一次能源价格传导机制的保障，煤电整体盈利能力更加稳定。
（五）售电公司将面临更高的交易能力要求
一方面，“双边报量报价的试点推进”意味着用户侧的现货市场结算价格将迎来重大变革，有望从当前的“统一结算点”价格发展为更细颗粒度的“节点/分区”价格，用户侧价格也将受到电网阻塞等因素影响，不同地理位置的电价呈现差异化特征。未来，售电公司需要根据用户侧节点电价的差异灵活制定购售电策略。
另一方面，零售侧绿电交易方式的调整以及分布式项目被纳入绿电交易范畴，都对售电公司的交易能力提出了新要求。售电公司零售侧交易将面临更加复杂的交易价格、交易规则等挑战，同时，售电公司还需广泛建立与分布式项目业主的合作关系，挖掘资源情况和交易需求，提升绿电交易水平。
结语
广东电力市场在现货市场转正后，调整的重点趋向于让更多的经营主体参与现货市场，通过市场直接引导电力资源优化配置。2024年是广东现货市场转正后的第一年，各项机制在探索中不断创新，各经营主体都需要积极适应市场变化，抓住市场机遇。
审核：章胜作者：吕璇、杨瑞婷部门：朗新集团业务研究部
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