报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 国家电网公司开展省间电力现货市场建设实践与探索，实现省间、省级现货市场协同运作，为全国统一电力市场建设奠定基础，市场运行情况良好且取得多方面实践成效，未来将进一步完善市场功能[2] 根据相关目录分别进行总结 市场机制设计 - 市场建设基础为我国能源负荷逆向分布，需促进电力生产要素流动，且已建成全球最大互联大电网，跨省跨区输电能力达3.5亿千瓦[7] - 市场建设定位为落实国家能源战略，构建竞争有序电力市场体系，发挥市场资源配置作用，促进电力余缺互济、清洁能源消纳和能源资源优化配置[10] - 市场建设思路是在落实中长期交易基础上，送受端预平衡后，组织市场主体报量报价，在日前、日内市场集中竞价，实现电力余缺互济和清洁能源消纳[14] - 市场构成要素包括全类型发电主体、受端省级电网企业等为市场主体，国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围为市场范围，日前+日内为交易周期[20] - 交易网络模型是以直流输电系统为骨干，结合省间、省内交流关键断面构建，采用寻径算法搜索交易路径[22] - 市场竞价机制是考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价撮合成交，按售电侧边际出清价格定价[25] - 多级市场协同包括省间与省内衔接时，省内预出清结果作为省间市场依据，省间交易结果作为省内市场边界；中长期与现货衔接时，保障中长期交易执行，利用通道富余能力开展现货交易[29] 市场运行情况 - 总体概况为省间现货市场实现“公司+蒙西”区域全覆盖，市场主体超6000个，2024年全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交电量149亿千瓦时，占比40%，送端成交均价0.4124元/千瓦时，同比增长14.7%[35] - 成交量分析：分旬看，夏秋季成交量高于春冬季，1月受寒潮影响成交量攀升，2 - 5月中旬下降，5月下旬 - 8月中旬上涨，8月下旬 - 9月中旬再升至2.0亿千瓦时，9月下旬 - 12月平稳回落至1.0亿千瓦时；各省看，26个省级电网和蒙西参与售电，湖北等售电量超20亿千瓦时，合计占比59.4%，买方集中在华东、西南，浙江、四川购电量合计占比52.4%；区内区外看，2024年跨区成交电量337亿千瓦时，占比90%，除华东外各区域有送出需求，受入需求集中在华东和西南，华北、华东区内成交量占比超25%[40][43][48] - 成交价分析：成交均价方面，2024年省间现货成交均价0.412元/千瓦时，最高价2.196元/千瓦时、最低价0.00002元/千瓦时，3 - 6月均价走低至0.113元/千瓦时，7 - 9月攀升至最高1.023元/千瓦时；分时价格方面，日内“峰谷”价差明显，日平均峰谷价差0.26元/千瓦时，呈现“秋高春低”特点[51][54] - 分能源类型分析：新能源成交集中在春季，火电集中在度夏度冬，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%，水电集中在6 - 7月，占比60%；火电成交227.0亿千瓦时，同比上涨23.12%，成交均价0.524元/千瓦时，同比上涨18.82%；水电成交51.7亿千瓦时，同比减少3.01%，成交均价0.218元/千瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交97.7亿千瓦时，同比上涨19.27%，成交均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25%[58] - 主体行为分析：报价方面，卖方98.2%申报量在0.5元/千瓦时以下，0.3 - 0.5元/千瓦时区间占比60.4%，买方近9成申报量在1.0元/千瓦时以下，0.5元/千瓦时以下区间占72.7%，2.9 - 3.0元/千瓦时占8.4%；成交结果方面，81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下，0.5 - 1元/千瓦时区间占9%，1.0 - 1.5元/千瓦时区间占8%，超过1.5元/千瓦时的电量约1.7%；行为上，省间现货打破传统格局，陕西、吉林等地区灵活转换购售电角色超100次，减少机组启停，修正中长期交易偏差[63][68] - 未成交成因分析为市场富余电力资源增长近40%，发用电供需不匹配，各地发电同质化，午间光伏发电重叠导致富余电力消纳困难，跨省区输送能力是制约成交的短板[71] 市场实践成效 - 初步构建多层次统一电力市场体系，“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”体系架构基本成型，2024年10月15日省间电力现货市场转入正式运行[76] - 省间电力生产组织实现市场化转型，国网省三级调度配合，两级市场衔接，现货市场出清指导电网生产，生产业务流程和技术支持系统优化，电力系统运行水平提升[81] - 形成“能涨能降”的市场价格机制，反映电力时空价值，引导市场主体调节，提升收益、缓解系统压力，4 - 6月低价促进清洁能源消纳，降低受端成本，8 - 9月量价齐升支援供应紧张地区[84] - 全网电力保供能力有效提升，2024年6 - 9月全网负荷攀升，省间现货发挥作用，精准平抑平衡缺口，9月激励送端火电顶峰发电[87] - 建立适应新能源特性的现货消纳机制，支持新能源企业参与交易，2024年减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时[90] 市场探索展望 在政府指导下，从扩大市场范围、提高交易灵活性、提升市场等方面完善省间现货市场功能，发挥跨经营区协调机制作用，推动南方市场主体参与交易，提升交易灵活性和日内交易频次，优化市场衔接和算法规则，适应新型电力系统需求[96][97]