电力现货市场价格走势如何？_

本文来自格：郭丽丽的研究札记

核心观点

▍交易结果反映电力供需关系，省间电力市场有望缓解供需压力

横向对比来看，2021年广东、山东电力缺口较大，而山西存在电量盈余，该情况与三省现货交易价格相符；纵向对比来看，以广东为例，其2021.11-2022.6电力缺口情况与现货交易价格具有较强相关性，现货交易价格走势基本能够反应广东省电力供需关系变动情况。未来，伴随省间电力市场建设快速推进，其市场范围和交易规模不断扩大，各省市电力供需压力有望持续得到缓解。

▍新能源出力与负荷不匹配导致电价较低，极端电价不具普遍性

新能源发电的反调峰特性导致其出力曲线难以与用户的用电曲线相匹配，导致其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，对比广东、山东、山西三省可以看出，新能源较高的出力水平确实会对现货的结算价格产生压制作用。但从交易机制来看，山西由于“以用定发”的匹配原则导致其新能源参与现货市场交易的比例相对更高，容易导致极端电价的出现，因此不具备普遍性，未来伴随储能产业的快速发展，新能源出力与负荷的匹配度有望提高，从而有效拉高现货交易电价。

▍价格上下限压制市场活力，制度优化有望释放电价上涨空间

在电力现货市场建设初期，为避免市场价格大幅波动，降低市场风险，各试点地区均采取了限价机制，对市场申报价格和出清价格设置上、下限，但行政措施干预可能导致现货市场活力受到压制，从而难以真正反映电力供需变化。2022年8月1日，广东电力交易中心发布《关于暂缓执行价格限制相关条款的通知》，决定暂缓执行分类型设置现货电能量报价上限和二级价格限值条款，现货价格上限取消有望产生更为准确地电力价格信号和电价结算，从而释放电价上涨空间。

▍投资建议

全国多省市电力现货市场建设速度加快，现货交易占比不断提高，对比广东、山西、山东三省现货交易状况，可以看出，电力供需关系和新能源出力水平为影响其电价水平的关键因素。供需关系方面，省间电力市场建设快速推进，其市场范围和交易规模不断扩大，各省市电力供需压力有望持续缓解；新能源方面，广东、山东市场现货价以价格相对平稳，而山西由于机制问题，新能源参与现货市场交易的比例相对更高，容易导致极端电价的出现，不具备普遍性。另外，现货价格上限取消也将进一步释放电价上涨空间。火电标的方面，建议关注优质资产标的【华电国际】【华能国际】【国电电力】等；水电标的方面，建议关注【华能水电】【长江电力】等；新能源运营商兼具成长空间和稳增长属性，预期下半年现金流改善幅度大，建议关注【三峡能源】【龙源电力】【金开新能】等；新能源发电预测及虚拟电厂标的【国能日新】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，行业竞争加剧，来水情况不及预期，煤价波动的风险等。

正文

1. 电力现货市场价格走势如何？

电力系统转型加速背景下，各地区电力现货市场建设步伐加快，现货交易占比不断提高，其交易价格水平引发市场关注，本周我们将通过对比广东、山东、山西三省份电力现货市场运行情况，来对电价走势进行分析与探讨。

1.1. 各省市电力现货市场建设加速推进，交易价格表现出较强波动性

电力现货市场是新型电力系统下实现电力电量平衡的必要环节。电力现货市场指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制，主要包括日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。2015年电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》曾提出，应逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在新型电力系统下，现货市场实现电力电量平衡，中长期市场实现价格风险管理，两者分别解决电力市场的两个根本问题，组合起来形成一个电力市场运行的有机整体。

电力现货市场建设速度加快，省级电力市场范围不断扩大。2017 年 8 月，两部委联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择包括广东、山东和山西等 8 个地区作为电力现货市场第一批试点市场。2021年5月，两部委联合发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择江苏、安徽、湖北等6省市为第二批电力现货试点。今年年初以来，电力现货市场建设成效显著：

1）第一批现货试点积极稳妥开展试运行，其中福建、山西、甘肃连续试运行时间已超过一年；

2）第二批现货试点中，除上海外的省份均已完成电力现货市场模拟试运行，其中江苏完成结算试运行，安徽完成调电试运行；

3）非试点地区全面启动电力现货市场建设，正在研究完善运行规则和筹建技术支撑系统。

各地区现货交易价格围绕燃煤基准价上下浮动，同时表现出较强波动性。伴随各省市电力现货市场连续结算试运行的陆续开展，从近9个月交易结果来看，各地区结算价格普遍围绕当地燃煤基准价上下浮动，同时表现出较强的波动性，以广东为例，其9个月内最高和最低月平均日前结算价分别为0.70元/kwh和0.39元/kwh，溢/折价幅度分别为54.0%和-13.5%。

1.2. 三省电力现货市场对比：供需关系与新能源出力水平为关键因素

1.2.1. 交易结果反映电力供需关系，省间电力市场有望缓解供需关系

横向比较来看，广东电力现货交易价格整体高于山西和山东，该情况与上述省市电力供需关系相符：

在第一批开展现货交易的8个试点地区中，广东、山东、浙江和福建2021年自发电规模小于当年用电量规模，其中广东省的电力缺口最大，达到1751.8亿千瓦时；其次是山东省，电力缺口高达1575亿千瓦时。山西、四川和甘肃2021年自发电规模大于当年用电量规模，有电量盈余，其中山西省和四川省的电量盈余均超过1000亿千瓦时，分别达到1126.4亿千瓦时和1054.5亿千瓦时。2021年山西省全年外送电量达到1234.65亿千瓦时，同比增长17.18%。

纵向比较来看，以广东为例，将2021年11月-2022年6月广东省电力缺口情况与现货交易价格进行对比，可以看出其走势具有较强相关性，现货交易价格走势基本能够反应广东省电力供需关系变动情况。

省间电力市场建设快速推进，交易电量规模呈增长趋势。2021年11月国家发改委、国家能源局正式批复《省间现货电力交易规则（试行）》，规定省间电力现货交易市场范围包括国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内所有省份。伴随省间电力市场建设快速推进，其交易电量规模呈增长趋势，根据中电联数据，2022年6月全国省间交易电量达934.9亿千瓦时，同比增长40.7%。

未来，省间电力交易市场预计将不断扩大，各省市电力供需压力有望持续得到缓解：

1）一方面，2022年6月29日，国调中心、北京电力交易中心发布《关于开展省间电力现货交易连续结算试运行的通知》，提出于2022年7月1日至2022年12月31日开展连续结算试运行，同时，在连续结算试运行期间，原甘肃交易节点拆分为甘肃西部、甘肃东部交易节点，另新增蒙西交易节点，满足蒙西参与省间现货交易需要。

2）另一方面，2022年7月23日，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五个省区的南方区域电力市场启动试运行，达成南方区域首次跨省现货交易，南方统一电力市场落地有望带动全国省间电力交易规模显著增加。

1.2.2. 新能源出力与负荷不匹配导致电价较低，极端电价不具普遍性

新能源发电的反弹调峰特性导致其出力曲线难以与用户的用电曲线匹配。风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。在此情况下，新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配。

新能源出力与负荷并不匹配，因此其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，导致即使与煤电同质同价，全年结算均价也很难与煤电价格持平。此外，新能源参与市场交易原则上在同一时段、同一地理位置与传统煤电同质同价，环境价值并未在电价中得到充分的体现。

以山西为例，2020年及以前，山西一光伏电站的综合电价基本在0.3元/度及以上，接近山西0.332元/度的燃煤基准价。但该光伏电站从2021年4月开始参与现货市场以来，21年全年的综合电价降至0.24元/度，降幅明显。

对比广东、山西、山东三个省份，目前广东新能源并未参与电力现货交易，而山西与山东均允许新能源参与电力现货交易，且其新能源装机规模占全省总装机规模均超过30%；同时，就山西现货交易价格走势来看，其2021年4-5月新能源出力较大，现货价格较低；6-10月新能源出力较小且受煤炭价格上涨影响，供需形势陡然紧张，现货价格一路上涨，在10月达到峰值。11-12月煤价调控，电厂也供热机组全开，叠加新能源出力因素，现货价格又进入低水平。可以看出，新能源较高的出力水平确实会对现货的结算价格产生压制作用。

除此之外，交易机制也会对新能源参与现货市场交易的比例产生影响，从而影响其现货交易价格。从现货市场交易机制上看，山西省根据“以用定发”的匹配原则向新能源企业发配政府定价电量；而山东省分为自愿参与中长期交易和未参与中长期交易两种模式，未参与中长期交易的新能源企业90%的上网电量可按照政府批复价格结算，故我们认为，山西省新能源参与现货市场交易的比例相对更高，容易导致极端电价的出现，不具备普遍性。

储能产业快速发展有望提高新能源出力与负荷的匹配度，拉高现货交易电价。新能源场站通过配置储能，可以有效利用储能调峰作用提高自身出力曲线与负荷曲线的匹配度。就山西来看，2022H1山西已备案储能电站项目总规模超9.1GW/18.9GWh，未来伴随储能电站规模的快速扩张，有望拉高新能源参与现货交易电价，从而避免极端电价情况的出现。

1.3. 价格上下限压制市场活力，制度优化有望释放电价上涨空间

价格上下限压制市场活力，现货市场电价波动受到行政干预。为综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，以避免市场价格大幅波动，降低市场风险，我国各电力现货市场试点在建设初期均采取了限价机制，对市场申报价格和出清价格设置了上、下限。但是，行政措施对现货市场进行干预可能导致其市场活力受到压制，导致现货交易价格波动幅度受到限制，从而难以真正反映电量供需结构变化。