2021年广东电力市场把市场电量规模设定为2700亿千瓦时，较2020年小幅增长4%，是自2015年电改以来增幅最小的一年。根据《关于2021年电力市场交易有关事项的通知》，2021年允许参与市场化交易的发电主体规模仅增加3%。如不进一步放开发电侧，用户侧交易增长空间恐将比较有限。本报告探讨了深化电改为何需要纳入核电和可再生能源等的更多电量进入市场。

作为中国电改先锋，广东近日发布了《关于2021年电力市场交易有关事项的通知》。广东电力市场交易规模从去年的2600亿千瓦时增至2700亿千瓦时，扩大发电侧和用户侧主体准入规模，并为现货市场的不间断结算运行做好充分准备。年度交易合同实际价格平均为－53.1元价差，折算后约为400元（59美元）/兆瓦时。总体保持稳定，略低于去年价格。

从2021年开始，除了已经进入的燃煤和燃气电厂外，部分核电机组也需进入电力市场。广东核电曾在过去几年的争议当中，始终与风电、光伏、生物质能和（本省）水电等其他发电技术一样，不需要参与市场交易、享受政府保障的电价。2021年核电准入两个机组，规模共2GW，仅占全省核电装机量的13%以内；且与参与市场交易的煤电和气电机组规模（76GW）相比，进入规模并不大，估计往后几年才会陆续提高。

广东跨省受入云南、贵州、湖北等地的累计电量超过2,000亿千瓦时/年，整体占广东供电量的比例30%以上。但由于这些跨省电量大多是市场管控较严的时候签订的政府间协议，所以较难放开给市场；当前送电省份大多也不愿意因为市场化而降价出售自己的电力，希望通过放缓市场化步伐而保持价值——这些都导致了西电东送放开的困难。广东这次首度提出，计划在未来三到五年内逐步放开跨省跨区存量资源参与市场交易，并加大受入电量管控力度，而推进西电市场化交易的实际成效还有待观察。

居民、农业和保障服务部门等受保护的电力用户占全社会用电量的31%，意味着市场化潜力空间有69%（届时工商业市场交易电量将超过4600亿千瓦时）。截至目前，工商业用户用电量已放开约占潜力空间的一半。因发电侧准入规模有限，工商业市场交易电量增长可能受限。

五年多前，广东作为电改的“领头羊”启动直接交易市场，交易规模从2016年的420亿千瓦时增至今年的2600亿千瓦时，年复合增长率达60%，到2020年底已占广东省全社会用电量的35%。然而，因上述的市场化机组规模有限且求稳发展的考虑，2021年的交易规模增幅将是过去几年中最低的。

对所有可参与市场交易的用户，交易规定要求中长期电量覆盖高达95%，换句话说仅有5%的电量可能暴露于现货交易价格，比去年广东刚开始现货结算试运行时要求的90%更为保守，难免抑制现货市场价格发现的功能。发电侧已通过中长期合约锁定收益，因此在现货市场的出价可能更低更随意，导致现货价格与中长期协议的价差进一步扩大。

2021年的年度双边协商价格比当地煤电基准价每千瓦时0.453元低0.0531元，价差约占12%。每度电0.4元左右的价格符合市场预期，协议价格进一步下探的可能性不大，原因是：一、明年市场化机组供应规模仅温和增长；二、在中长期签约保证95%要求的政策限制下，即使现货价格低，电力用户也无法从中获益，故不会显著减少对协议电量的需求。

2700亿千瓦时

2021年广东电力市场的市场电量总体规模

35%

2020年电力市场化交易电量占广东省内用电量的比例

59美元/兆瓦时

经折算的2021年广东年度双边协商合同均价

原标题：电改领头羊：协议“压舱石”分量更重 核电市场化首次迈步