自习近平总书记2020年9月22日在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话中提出“我国碳达峰碳中和”的发展战略目标，全国范围内开始推动“双碳”战略目标的实施，特别是“容量电价机制”和“煤电低碳化改造建设行动方案”的发布实施，正在推动风光荷储等新能源的快速发展，截至2024年6月底新能源装机容量已经突破电力市场装机容量50%，但山东等地连续多次的负电价也暴露出了煤电、风电、光伏发电等发电端的无奈和潜伏的巨大风险；电力现货市场交易占电网售电量总额的近75%，绿电交易更是异军突起，电力行业2021-2022两年几乎全行业亏损等现象，使得发电端、用电端、售电机构等更加清晰的认识到电力价格波动的巨大风险，全行业都在关注并期待着电力期货的上市。
一、电力现货市场交易情况
1.电力现货市场交易状况
据中电联发布数据，2024年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为61.1%，同比下降0.4个百分点，占电网售电量比重为74.6%，同比下降0.9个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为22331.4亿千瓦时，同比增长5.6%。
（1）6月份省内与省间交易电量
6月份全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4931.1亿千瓦时，同比增长8.1%。省内交易电量合计为3874.9亿千瓦时，其中电力直接交易3711.7亿千瓦时、发电权交易157亿千瓦时、其他交易6.2亿千瓦时。省间交易电量合计为1056.2亿千瓦时，其中省间电力直接交易89.2亿千瓦时、省间外送交易960.2亿千瓦时、发电权交易6.8亿千瓦时。
（2）1-6月省内与省间交易电量
省内交易电量合计为22797.2亿千瓦时，其中电力直接交易21836.4亿千瓦时、发电权交易940.6亿千瓦时、其他交易20.1亿千瓦时。省间交易电量合计为5673.1千瓦时，其中省间电力直接交易495亿千瓦时、省间外送交易5153.8亿千瓦时、发电权交易24.3亿千瓦时。
（3）1-6月主要电网省内与省间交易电量
1-6月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量22023.8亿千瓦时，同比增长5.4%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为5324.3亿千瓦时，同比增长9.5%。
南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4586.8千瓦时，同比增长7.5%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为348.8亿千瓦时，同比增长8.0%。
内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量1859.7亿千瓦时，同比增长39.3%。
2.绿电交易规模异军突起
国家电网和南方电网均发布了2024年1-6月的绿电交易数据：在国网区域，今年前6月已成交绿证达5700万张，是去年同期的39倍。绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍；南方区域绿电绿证交易量达到412亿千瓦时，同比扩大6.2倍，其中绿电交易140亿千瓦时，绿证交易2723万张（折合电量272亿千瓦时），参与绿色电力消费的电力用户超2000家。
3.负节点电价出现的原因及影响
电力现货市场，作为电力行业近年来兴起的一种市场模式，电价不再是传统意义上的固定价格，而是要根据实时的电力供需关系和电网运行状况来确定。节点电价，即电网中特定节点的电价水平，是反映该节点电力供需状况的重要指标。而负节点电价，即电价低于零的情况。这意味着在某些特定时段，发电商为了保持电网的稳定运行和电力的持续供应，愿意支付费用以确保电力的输送与消费。
（1）原因
一是可再生能源的大规模接入。特别是风电、光伏等清洁能源在电力系统中的占比逐年提升，会导致电力输出的不稳定；二是输电网络的限制与拥堵；三是市场机制的设计与完善。市场机制的缺陷或不完善可能导致电价的异常波动，包括负节点电价的出现。例如，市场中的报价机制、交易规则以及结算方式等都可能对电价产生影响。
（2）影响
对于发电商，负节点电价无疑带来了巨大的经济压力；对于消费者，负节点电价理论上意味着他们可以以更低甚至零成本获取电力，由于电网结构、输电成本以及市场机制的复杂性等因素的限制，消费者可能并无法直接享受到负电价带来的好处；对电力市场，负节点电价还可能导致电力市场的不稳定。
（3）应对
一是储能。储能系统（如电池储能）在电力过剩时可以储存电能，在电力需求高峰时释放电能，可以有效平衡电网负荷、减轻发电商在负电价时段的损失，提高电力系统的稳定性和调节能力；二是需求侧响应。特别是虚拟电厂的快速发展，需求响应是一种通过调整消费侧的电力需求来平衡电力供需的策略，可以有效减少负电价的出现；三是完善市场机制；四是加强跨区域电网互联。
二、电力现货市场装机容量和发电量结构
1.火电装机与发电量
（1）装机容量
截至2024年6月底，火电装机容量为14.0512亿千瓦，占全国发电总装机容量的45.7603%。6月当月新增总装机3712万千瓦时，其中火电同比增长53.8%。
（2）发电量
2024年6月，火电发电量为4870.10亿千瓦时，同比减少7.36%；1-6月，火电发电量为30052.70亿千瓦时，同比增长1.66%，火电发电量占比达67.8%。
2.水电装机与发电量
（1）装机容量
截至2024年6月底，水电发电装机容量为4.2715亿千瓦，累计增长2.20%。6月当月新增总装机3712万千瓦时，其中水电同比增加52.0%。
（2）发电量
2024年6月，水电发电量为1437.6亿千瓦时，同比增长44.51%，水电占比达18.7%；1-6月，水电发电量为5525.80亿千瓦时，同比增长21.41%，水电发电量占比12.5%。
3.核电装机与发电量
（1）装机容量
截至2024年6月底，核电发电装机容量为0.5808亿千瓦，累计增长2.30%。
（2）发电量
2024年6月，核电发电量为360亿千瓦时，同比减少2.40%，核电占比达4.6%；1-6月，核电发电量为1765亿千瓦时，同比增长1.00%，核电发电量占比4.8%。
4.风电装机与发电量
（1）装机容量
截至2024年6月底，风力发电装机容量为4.6671亿千瓦，累计增长19.90%。6月当月新增总装机3712万千瓦时，其中风电同比下降8.3%。
（2）发电量
2024年6月，风电发电量为888亿千瓦时，同比减少5.90%，风电占比达8.7%；1-6月，风电发电量为3556亿千瓦时，同比增长10.10%，风电发电量占比10.7%。
5.光伏发电装机与发电量
（1）装机容量
截至2024年6月底，光伏发电装机容量为7.135亿千瓦，累计增长51.6%。6月当月新增总装机3712万千瓦时，其中光伏同比增长35.6%。
（2）发电量
2024年6月，太阳能光伏发电量为352亿千瓦时，同比增长18.1%，太阳能光伏占比达4.58%；1-6月，太阳能光伏发电量为1899亿千瓦时，同比增长27.1%，太阳能光伏发电量占比4.3%。
6.储能
（1）装机容量
截至2024年上半年，全国建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较去年底增长超过40%。同时，新型储能调度运用水平持续提高，新型储能调节作用不断增强。根据电网企业统计数据，国家电网公司经营区今年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较去年上半年分别提高约100%、86%。
例如，为缓解夏季供电压力，应对可再生能源“不稳定”难题，江苏省能源局在全省批复了40项重点储能项目，其中苏州共有7项。“目前7个独立新型储能项目已全部投运，合计功率42万千瓦，容量达83万千瓦时，有力缓解高温高负荷电力保供压力。”截至目前，苏州已累计并网投运了9个电网侧储能项目，总规模达54万千瓦/105万千瓦时，成为百万级大型“城市储能群”。
三、电力期货推出的迫切性
1.双碳战略目标实施的需要
对于“碳达峰碳中和”这一“双碳”战略目标的实现，国家能源局和发改委制定了一系列的制度和措施，其中发展风光水储等新能源、煤电低碳化改造建设行动方案、煤电联营基础上的煤电与新能源联营的“两个联营”等举措的实施，均需要电力价格的稳健运行，特别是在政府定价、市场定价功能难以有效发挥的背景下，急需以电力期货为代表的期现货联动定价的电力市场化机制的功能发挥。
2.能源保供稳价保安全的需要
能源保供、能源稳价、保障国家能源安全等均需有效市场和有为政府功能的有效发挥，能源、安全、保供稳价更需要期现货市场定价机制的完善和价格发现功能的有效发挥，以利于有效调节市场和配置资源，这也使得电力期货预期上市成为必然。
3.新能源稳健快速发展的需要
伴随新能源装机容量的快速增长和风光等新能源发电量的快速增长，电网消纳能力、负电价、弃风弃光等问题已经成为风光新能源发展的一大问题，而风光新能源上网电价的巨大差异又制约着风光新能源创新发展的积极性主动性和电力功能发挥，这亟需电力期货这一市场化定价调节功能产品的推出上市，以化解源网荷储各方的矛盾和实现各方利益的有效分配。
4.储能行业创新发展的需要
伴随新能源的快速发展，特别是在电网安全保供的政策导向下，储能行业应运而生，并进入快速发展阶段。特别是商业储能的快速发展，离不开电力期现货两个市场的功能发挥，在缺失电力期货价格发现、规避风险和资源配置功能的背景下，储能行业存在巨大的投资风险，同时其储存和调节功能也难以得到有效的发挥。所以储能行业的创新发展必须有电力期货这一市场化工具进行配置资源和规避风险。
来源：期货日报网
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