2023年省间电力现货市场综述

2023年省间电力现货市场综述

对比前一年2022年市场运行的外部环境，2023年省间现货市场面临的外部环境发生了逆转性的变化，对于整体市场影响最大的两个因素是限价规则的调整和丰水期水电大发，以下详述。

（来源：微信公众号：兰木达电力现货 作者：汤慧娣）

（一）规则：限价调整

7月7日国调中心和北京电力交易中心联合发通知《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，主要内容是调整申报限价和结算限价，自7月10日起开始执行。

申报限价方面：省间现货市场申报价格上限调整为 3.0 元/千瓦时，比之前的10.0元/千瓦时大幅度下降。

结算限价方面：

1）对省间电力现货市场送电方节点，设定日均结算价格上限为 1.5 元/千瓦时，如果日均结算价格超结算限价，则按照等比例方式调减该送电方节点 96 点分时结算价格。

2）购电方结算电价由送电方节点结算电价加上输电价格、输电网损等构成。——因此购方结算电价日均价可能超过1.5元/千瓦时。

3）省间电力现货日前和日内市场单独进行结算价格限制。

结算限价方面的规定很像山西省内现货市场的二次限价规定，当然，限价水平比山西高。山西市场从执行V13版规则以后开始执行566元/千瓦时的日均限价，且为算术均价。

（二）气候：拉尼娜年转为厄尔尼诺年

气候方面，经历了三年拉尼娜以后，2023年秋季形成了一次中等强度厄尔尼诺事件，9月华中区域的长江中游地区降水量极大，10月20日三峡再次蓄水到175米，据报道，纳入联合调度的长江流域53座控制性水库死水位以上蓄水量1069亿立方米，这是自2012年长江流域水库群联合调度以来蓄水量首次超过1000亿立方米。

图1 9月全国降水量距平

2022年为三重拉尼娜年即第三年拉尼娜年，自2022年6月中旬直至9月，长江流域一直被副热带高压控制，滴雨未落，连续高温和干旱带来了极高的空调负荷和水电欠发，出现了丰期反枯，因流域性极端枯水影响三峡未能蓄满，自2010年首次蓄满以来第一次也是唯一一次未完成175米蓄水目标。

虽然从图3的气温对比来看，2023年气温高于2022年（全球均温图表明，从6月开始，全球均温就远高于往年，成为史上最热一年），但一方面是2023年华东地区降雨较多，显著减少高温制冷负荷，另一方面从图2来看，由于长江流域降雨情况较好，四川和湖北两地2023年的来水情况比2022年好转很多，因此从气象、气候特点上来看，2023年省间现货市场的总体供需紧张程度弱于2022年。

图2 2023年（左）和2022年（右）全年降水量距平对比

图32023年（左）和2022年（右）全年气温距平对比

图4全球均温

*图4来自中国气象爱好者微博截图，侵删。

（三）市场：量增价减

1、价格水平

从省间现货全市场月均购电量水平来看（图5），2023年的活跃程度明显高于2022年，增长超过30%；从每半年来看，下半年的月均购电量总是高于上半年，但2022年下半年成交量水平尤其高。

如果说2022年上半年省间现货市场才开市，市场各方还在摸索之中，到了2023年上半年，经过2022年夏秋两季的省间现货市场量价高涨，各方已经对市场比较熟悉，继续出现下半年购入量更大的情况，其主要原因是国网范围内的大部分省份都存在夏季用电高峰，而无夏季高峰只有冬季高峰的地区主要是北方地区尤其东北地区，黑吉辽加蒙东公司这几个省本身都是送出省，省内的供需裕度较大，迎峰度冬期间一般也保持送出状态。因此从整个省间现货市场或者是整个国网公司来看，迎峰度夏要比迎峰度冬更加有挑战，并且一旦来水不好，就容易出现短缺。

从全市场的均价来看，2023年均价大幅度下降，下半年的均价比上半年更低，但其中部分原因是调整价格规则导致，另一个重要原因是缺电情况明显好转，水电大发供给较为充足。

因省间现货市场从2022年3月开始整月结算试运行，因此未包括1月和2月的少数几天数据。又因7月10日开始执行新的价格规则，所以将半年的数据拆出来分析。

图5 两年省间现货量价对比

图6 两年省间现货成交量对比

2、各区域交易量情况

图6中蓝色是买入，红色是卖出。各区域情况详细分析如下：

华东地区

保持主要买方不变

浙江在这两年都是买入第一名

福建依然保持华东地区唯一卖方位置

华中地区

2022年以买入为主，仅湖南有少量卖出，2023年卖出量大增，尤其是河南和湖北

河南从主要买入省变为主要卖出省，河南上半年还是纯买入省，下半年成为一个卖出省，卖出量逐渐增加，在12月达到高峰

湖北的卖出量占总成交量（买入量加卖出量）的比例则超过3/4，湖北2023年主要卖出时期开始于6月，7月上旬是第一个高峰，9月下旬到10月是第二个高峰，最后一次卖出高峰也是最高的一个高峰在12月

如我司此前寒潮系列文章所述，12月这次华北地区极端寒潮导致山西、冀北等省调度中心大规模在省间现货市场买电，主要来源就是河南和湖北（蒙东和辽宁也卖出一部分）。而湖北有电可卖主要原因参见本文图1结论，即秋季来水极好

西南地区

四川从主要卖出变为一半买一半卖，2022年为卖出省第一名，2023年名次下降一位，被山西赶超，下降为卖出省第二名；另外，四川在2023年也是买入省第二名，仅次于浙江。四川的买入和卖出时间分界线非常明显，前半年买，尤其是6月疯狂买入（已出现高温制冷负荷但还没有来水），后半年卖，7-8月是第一个也是最高的卖出高峰，10月出现第二个卖出高峰，主要和当时降雨量较大有关。

重庆的卖出量明显增加，但卖出比例暂未达到50%

西北地区

改变最多的甘肃，买入量占比极度缩小；说明短缺情况极少，其原因主要与甘肃23年风光出力和水电出力都极其高，水电出力在应该转枯的10月达到全年最高峰，风光出力全年持续高位，连一般年份进入小风季的11月和12月还依然维持高出力

青海依然维持西北地区买入最多的状态；

陕西增加了买入量比例；

宁夏的总成交量大幅度增加，实现了翻倍，买卖比例相差不大

新疆卖出量有所减少，23年比22年下降35%左右

总体来说，西北地区的卖出量大幅度增加

华北地区

山西的卖出量依然维持高位，2023年卖出量比2022年增长80%，2022年为所有卖出省第二名，2023年拿到卖出省第一名的位置。在买入方面，山西从22年的0买入猛增至23年买入1.5亿千瓦时，尤其是12月受极端寒潮影响，因冻风机、光伏覆冰、用电负荷创新高等多重Debuff叠加，出现了短期的容量短缺

华北地区新增了一个市场主体：华北直调，具体指由华北电网区域调度中心直接调度的火电企业，这些火电厂虽然位置在蒙西、山西、河北等，例如大同二厂在山西、岱海电厂在蒙西，但其调度关系在国网华北分部调度中心。华北直调是个纯卖出的省间现货交易主体，从单列以后，23年华北直调机组省间现货交易卖出电量超过6亿千瓦时

山东电网买入量大幅度缩减，23年买入量仅为22年的21%

蒙西电网虽然独立于国网，但属于华北地区（双细则考核执行华北规则）。23年卖出量有增长但绝对量不多，只是从1亿千瓦时增加到2亿千瓦时。同时国调给蒙西又分出一个交易单元（地区）：锡盟，分出来以后，锡盟成交量也不多，可以忽略不计

除了山西、华北直调、山东，其他华北地区的市场主体买入量均普遍增加，尤其是河北电网。2022年河北电网是卖出第三名，然而2023年河北电网卖出量急速下落至15名，卖出量仅为同期的13%，在卖出省排名列表里排在了重庆后面，买入量则从22年不到1个亿涨到23年的接近3亿千瓦时

东北地区

和西北地区类似，卖出量大幅度增加，23年比22年增长46%

尤其是蒙东电网，23年卖出量等于22年卖出量×5倍

但吉林的买入量比例也大幅度增加，从不到1亿千瓦时猛增到超过7亿千瓦时。

（四）结论及展望

1、规则和气候对市场的影响程度很高

从2023年省间现货市场的总体形势来看，上半年依然受到2022年下半年干旱影响，四川、重庆等地高价买电；下半年来水以后水电大发，加之限价下调，整体方面全年对比2022年出现量增价减

2、部分地区出现火电容量短缺

山西出现短期高价买电，虽然有冻风机等原因，但火电容量不足趋势已初现端倪

新疆卖出量减少和吉林的买入量大幅度增加都是类似问题

另外四川枯水期缺电问题已经相当严重，本质上还是缺火电容量，24年1月前半个月四川买电第一名，买入电量总和达到第二名浙江的3倍。2024年预计有疆电入川的新通道投产，以及有新闻报道，四川在建气电容量达到1200万千瓦。所以预计上半年基本还是短缺为主，到年末可能有所好转。不过从新疆自身来看，由于西北地区风水同期，夏季丰水期同时也是大风季，冬季枯水期同时也是小风季，所以冬季新疆也会出现买电（2023年12月新疆至少有一半日期出现高价买电），到底有多少余量送四川还有待观察。

3、省间现货市场成交量价数据对于即将进行现货市场连续结算试运行省份的供需分析乃至其现货市场结算运行后的价格趋势分析都具有重要的参考作用。

4、目前省间现货市场的买方仅为电网公司调度中心，而813号文《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》中提出：“加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究”，用户侧应提高对省间现货市场的关注程度。

5、受篇幅、数据保密要求和分析结论的具体应用方向等影响，本文以总体概括为主，未对具体省份的详细量价数据尤其是价格数据进行分析，也未分析省间主要直流输电通道的利用情况，如读者对这些详细分析内容存在需求，详询我司运营人员。