2021年廣東電力市場把市場電量規模設定為2700億千瓦時，較2020年小幅增長4%，是自2015年電改以來增幅最小的一年。根據《關于2021年電力市場交易有關事項的通知》，2021年允許參與市場化交易的發電主體規模僅增加3%。如不進一步放開發電側，用戶側交易增長空間恐將比較有限。本報告探討了深化電改為何需要納入核電和可再生能源等的更多電量進入市場。

作為中國電改先鋒，廣東近日發布了《關于2021年電力市場交易有關事項的通知》。廣東電力市場交易規模從去年的2600億千瓦時增至2700億千瓦時，擴大發電側和用戶側主體準入規模，并為現貨市場的不間斷結算運行做好充分準備。年度交易合同實際價格平均為－53.1元價差，折算后約為400元（59美元）/兆瓦時。總體保持穩定，略低于去年價格。

從2021年開始，除了已經進入的燃煤和燃氣電廠外，部分核電機組也需進入電力市場。廣東核電曾在過去幾年的爭議當中，始終與風電、光伏、生物質能和（本省）水電等其他發電技術一樣，不需要參與市場交易、享受政府保障的電價。2021年核電準入兩個機組，規模共2GW，僅占全省核電裝機量的13%以內；且與參與市場交易的煤電和氣電機組規模（76GW）相比，進入規模并不大，估計往后幾年才會陸續提高。

廣東跨省受入云南、貴州、湖北等地的累計電量超過2,000億千瓦時/年，整體占廣東供電量的比例30%以上。但由于這些跨省電量大多是市場管控較嚴的時候簽訂的政府間協議，所以較難放開給市場；當前送電省份大多也不愿意因為市場化而降價出售自己的電力，希望通過放緩市場化步伐而保持價值——這些都導致了西電東送放開的困難。廣東這次首度提出，計劃在未來三到五年內逐步放開跨省跨區存量資源參與市場交易，并加大受入電量管控力度，而推進西電市場化交易的實際成效還有待觀察。

居民、農業和保障服務部門等受保護的電力用戶占全社會用電量的31%，意味著市場化潛力空間有69%（屆時工商業市場交易電量將超過4600億千瓦時）。截至目前，工商業用戶用電量已放開約占潛力空間的一半。因發電側準入規模有限，工商業市場交易電量增長可能受限。

五年多前，廣東作為電改的“領頭羊”啟動直接交易市場，交易規模從2016年的420億千瓦時增至今年的2600億千瓦時，年復合增長率達60%，到2020年底已占廣東省全社會用電量的35%。然而，因上述的市場化機組規模有限且求穩發展的考慮，2021年的交易規模增幅將是過去幾年中最低的。

對所有可參與市場交易的用戶，交易規定要求中長期電量覆蓋高達95%，換句話說僅有5%的電量可能暴露于現貨交易價格，比去年廣東剛開始現貨結算試運行時要求的90%更為保守，難免抑制現貨市場價格發現的功能。發電側已通過中長期合約鎖定收益，因此在現貨市場的出價可能更低更隨意，導致現貨價格與中長期協議的價差進一步擴大。

2021年的年度雙邊協商價格比當地煤電基準價每千瓦時0.453元低0.0531元，價差約占12%。每度電0.4元左右的價格符合市場預期，協議價格進一步下探的可能性不大，原因是：一、明年市場化機組供應規模僅溫和增長；二、在中長期簽約保證95%要求的政策限制下，即使現貨價格低，電力用戶也無法從中獲益，故不會顯著減少對協議電量的需求。

2700億千瓦時

2021年廣東電力市場的市場電量總體規模

35%

2020年電力市場化交易電量占廣東省內用電量的比例

59美元/兆瓦時

經折算的2021年廣東年度雙邊協商合同均價

原標題：電改領頭羊：協議“壓艙石”分量更重 核電市場化首次邁步