云南省电力市场发展现状

文/张蕾 张鹏

作者供职于长城证券产业金融研究院

1.云南省电力系统发展概况

1.1云南省装机结构

云南省能源资源丰富，尤以煤炭、水能资源储量较大，地热能、太阳能、风能、生物能也有较好的开发前景。煤炭、煤层气资源利用空间大，煤炭保有储量居全国第9位，预测煤层气资源量居全国第9位，仅少量开发;绿色电力可开发量超2亿千瓦，居全国前列;水能资源全国领先，经济可开发装机容量为9795万千瓦，居全国第2位;太阳能资源较丰富，仅次于西藏、青海、内蒙古等省区，省内多数地区的日照时数为2100～2300小时;可开发的风电装机规模总量约2000万千瓦，其中东部地区风能资源相对优异，风能资源丰富的地区在曲靖市东部、红河州中南部、大理州中部等地;页岩气资源丰富，昭通地区被列入全国页岩气勘探五个重点建产区域之一;生物质能富集，生物质原料种质居全国之首。得天独厚的能源条件，造成与全国大部分省份不同，水电是云南省的主力电源，水电发电量常年占全省八成以上。云南省是水资源大省和清洁能源大省，区域能源结构以水电为主，水电装机规模居全国第二，清洁能源装机占比接近90%。根据中电联公布的数据，截至2024年12月底，云南省电源总装机15,188万千瓦，其中水电、光伏、风电、火电装机容量分别为8,360万千瓦、3,723万千瓦、1,671万千瓦、1,433万千瓦，占比分别为55.04%、24.51%、11.01%和9.44%，光伏装机增速最大为79.7%。云南省2024年起光伏装机量迅速增长，电源结构发生了较大变化。

1.2云南省发电量情况

2024年，云南省总计发电量4646亿千瓦时，其中水电3304亿千瓦时、火电605亿千瓦时、风电385亿千瓦时、太阳能351亿千瓦时，水电占比71.11%，为云南省最大能源品种。

虽然近年来云南省新能源装机快速增长，但基于云南省的资源禀赋，水电依然是省内的第一大出力电源和基础电源。由于水电出力主要取决于来水情况，而基于云南省的气候条件，水电来水具有明显的“年内丰枯”规律和“跨年丰枯”波动特征，云南省发电量呈现明显的年内规律性和跨年波动性。

下图展示云南省2016年—2024年各个能源品种的发电量占比，从图中可以看到光伏发电量近2年正在快速增长，逐渐成为第三大能源品种。但从历史发电数据来看，火电是区域内具有调节能力的稳定电源。其特点为水电发电量低时多发，水电发电量高时少发，即年内枯水期多发丰水期少发、枯水年多发、丰水年少发。

1.3全社会用电量

用电量方面，近年来云南省全社会用电量增速较高，过去5年有3年的全社会用电量增速超过了10%。

全省全社会用电量2788.33亿千瓦时，同比增长11%。其中，一产用电量35.75亿千瓦时，增长9.1%;二产用电量2062.06亿千瓦时，增长12.6%(其中工业用电量2026.60亿千瓦时，增长13.1%);三产用电量385.85亿千瓦时，增长10.1%;城乡居民生活用电量304.67亿千瓦时，增长2.0%。全省外送电量2105.20亿千瓦时，增长15.4%。

负荷结构方面，云南省主要用电负荷为工业负荷。2023年第二产业用电量占比为72.9%，较全国65.8%的高出约7个百分点，其中电解铝和工业硅等高载能行业是用电大户。近年来，云南省引入了大量该类产业。比如，2018至2020年，云南省凭借水电优势，以低电价作为吸引，从山东、河南、陕西、甘肃等省份承接了超过500万吨电解铝产能。

1.4电网建设情况

云南电网属典型的外送型电网，属南方电网的一部分，是实施“西电东送”“云电外送”的重要省份，过去5年的外送电量占全部发电量比例高达40%～50%，截至2023年7月，云南西电东送累计送电量突破1.5万亿千瓦时。云南于1993年开启“西电东送”，逐步形成云电送粤、云电送桂、云贵互济、云电入琼格局，形成了“八交十一直”西电东送大通道，并承担着向越南、老挝送电的任务。目前，云南已建成“四横三纵一中心”的500千伏主网架，呈现“省内交直流并联运行、国内10回直流远距离大容量输电、国际多个方向送受电”的特点，成为世界上技术最先进、特性最复杂、电力最绿色的省级异步送端大电网。“十四五”期间，云南电网积极争取一批500千伏输变电项目纳入国家规划和建设，预计“十四五”末期形成“四横四纵五环三中心”的省内骨干网架。

1.4.1外送通道建设

“西电东送”外送通道建设，云南省内网架逐步完善。“十二五”期间，云南省积极协调增加外送电量，推进电力市场价格建设，完善输配电价改革，积极参与电力市场交易，在完成政府间框架协议的基础上，通过市场化交易机制增加外送电量，促进水电消纳。同时，云南省积极培育省内用电市场，大力支持工业企业用电需求，以较低的水电价格吸引铝、硅等高耗能产业落地。全省用电量持续增长态势。

五省区外送电力市场——广东、广西、上海、浙江、海南：1993年通过鲁布革电厂开始向广东送电，2010年通过向家坝电站开始向上海送电，2014年与广西签订《云电送桂中长期合作框架协议》开始向广西送电，2019年通过南方电网大平台向海南送电，2022年白鹤滩电站开始向浙江送电。云南持续努力夯实广东、广西、上海、浙江、海南五省区外送电力市场，“西电东送”规模全国第一。

根据云南省历年电力市场报告统计，2016年云南省外送电量同比增长16.4%，“十三五”期间5年复合增长率达到5.83%，总外送电量达到6600亿千瓦时，是1993年至2015年送电量总和的1.5倍，协议外增送超过1000亿千瓦时，为云南省最大程度缓解了弃水压力，为东部省区提供了源源不断的绿色能源。其中，广东省作为云南“西电东送”的主要受端省份，随着特高压外送通道的建设，2016—2020年送广东电量增速分别为11.7%、11%、12.2%、6%、0.6%的正增长。2023年云南省外送电量达到1345亿千瓦时，其中送广东1163亿千瓦时。

1.4.2“西电东送”电量

云南省作为西电东送送端大省，承担着重要的对外输送任务。从过往数据来看，全年外送电量占全省发电量的比例为30%～40%，丰水期一般外送电力达全部发电量的六成左右。西电东送计划电量为优发电量，由西电东送框架协议计划签订中长期交易合同并明确分时段电量，通过云南电力交易平台进行备案，作为省内市场化交易边界(不参与省内市场化交易)。

云南省的西电东送受端省份主要是广东(占比约为85%)，其次是广西，主要依靠现有“云南省—广东±800千伏直流”“滇西北—广东±800千伏直流”“乌东德—广东、广西±800千伏多端柔性直流”三条特高压线路以及“溪洛渡右岸—广东±500千伏直流”送出，当前没有在建新的特高压外送线路。

云南省西电东送计划电量由五年一签的云电送粤、云电送桂框架协议确定，“十四五”期间计划电量为1452亿千瓦时。该部分电量为量价确定部分。除计划电量外，云南省和受端省份可根据实际情况协商多送或少送。该部分电价另行确定。比如：2023年因云南省缺电较为严重，通过南方电网大平台余缺调剂作用，调减云南西电外送电量107亿千瓦时，全年“西电东送”电量1345亿千瓦时;2024年前三季度，云南省已经完成西电东送全年计划电量，超出部分电量参与广东省现货交易(据调研了解，该部分电价存在一定的波动，电价可能高于也可能低于协议电价，11月份交易电价整体低于计划电量电价)。当前“十五五”期间的西电东送量价框架协议正在谈判过程中。

2.云南电力市场发展概况

电力市场化交易具有区域属性强、交易品种丰富、交易主体多等特点，市场情况比较复杂。从区域特点来看，各区域(省)电力资源和消纳情况不同，电力市场建设进度和交易机制存在较大差异，信息披露要求也不相同，呈现明显的区域属性。从交易品种来看，电力市场化交易包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等。其中，中长期市场包括年(多年)、月(多月)、旬、周、日(多日)等交易品种。现货市场亦包括日前交易与实时交易、跨区(省间)交易与区域内(省内)交易等多种组合交易品种。各品种交易有不同的交易特点和交易规则。从交易主体来看，电力市场化交易主体包括电力行业“源网储荷”环节各主体，包括各发电企业、储能企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营机构，主体类型较多，成员众多。

2.1.云南省电力市场主体和入市交易情况

根据昆明电力交易中心发布的信息，截至2023年底，云南省电力市场累计共有87135家市场主体完成市场准入，包括电厂389家、电力用户86528家及售电公司218家。电厂方面，389家发电企业合计装机容量为10319.4万千瓦，其中水电165家，装机容量为6528.1万千瓦，容量占比为63.3%。用户方面，共有86528家电力用户完成市场准入，其中累计准入大工业用户9481家，一般工商业用户77047家。售电公司方面，累计注册的售电公司为218家，目前有141家公司在册，从区域分布来看主要集中在昆明区域。

根据云南省能源局发布的《关于做好2024年云南电力中长期合同签订履约工作的通知》(云能源运行〔2023〕321号)，云南省符合条件的火电厂、水电厂、新能源均需参与中长期交易。其中，在2024年进一步扩大了水电厂参与交易的范围，鼓励之前不参与交易的保山、文山、怒江、迪庆、丽江、德宏、临沧(沧源、永德、镇康)七个电价体系相对独立的州市地调和县调调管的110千伏及以上电压等级并网运行公用水电厂自主参与市场，未自主参与市场交易的，上网电量按照当月清洁能源市场月度偏差电量基准价结算。未来参与中长期交易的市场主体均应参与现货交易。

2.2云南电力市场交易情况

截至2023年，云南省内市场全年共成交电量1850.3亿千瓦时，同比增长9.1%。占云南省全社会用电量的73.64%。根据昆明电力交易中心披露数据，近年来云南电力市场交易电量统计情况如下。

价格方面，2023清洁能源市场平均成交价为0.21674元/千瓦时，较2022年每千瓦时下降6.42厘。

从交易品种来看，2023年清洁能源双边交易成交量为1356.5亿千瓦时，占全部成交电量的73.3%，平均成交价为0.21666元/千瓦时。

清洁能源集中交易累计成交电量8.22亿千瓦时(其中集中竞价阶段成交5.29亿千瓦时，连续挂牌阶段成交2.93亿千瓦时)，占省内市场化成交电量的0.44%。

清洁能源日前交易累计成交电量50.99亿千瓦时，清洁能源日前交易电量占省内市场化电量比例为2.76%。

燃煤发电市场成交电量为309.83亿千瓦时，占全部交易电量的比例为16.7%。其中，烟煤无烟煤电量平均成交价为0.40692元/千瓦时，较燃煤发电基准价上浮21.2%;褐煤电量平均成交价为0.35059元/千瓦时，较燃煤发电基准价上浮4.4%。

电网企业代理购电成交量124.8亿千瓦时，占全部交易电量的比例为6.74%。其中，清洁能源市场化成交平均价格为0.27763元/千瓦时，燃煤非高耗能用户成交均价为0.35775元/千瓦时，燃煤高耗能用户成交均价为0.41854元/千瓦时。

当前云南电力市场刚刚开始现货试点，初步计划在2025年下半年开始连续运营。电力市场，尤其是现货市场的快速建设，对电站的运营能力要求越来越高，水电站如想在快速发展的市场中保持收益稳定或获取更高收益，需要电站快速熟悉相关交易规则并配备专业人员或购买专业服务。

2.3云南省电力市场价格形成机制

目前云南电力市场化交易以中长期交易市场为主，现货交易市场今年开始进行试点。当前云南电力市场化交易现状较为复杂且处于变革期，主要各类电源的发展阶段、政策鼓励力度、LCOE不同，导致电价体系较为复杂。根据已公开的机制电价征求意见稿的省份，预计云南省会延续“中长期合约+现货差价合约”的试运行机制，机制电价需政策颁布后再讨论。

2.4南方电网五省新能源现货市场全面启动

2024年，南方区域省内直接交易电量7647.9亿千瓦时，同比增长17.9%，占全社会用电量比例44.9%，电网代购电市场化电量1262.3亿千瓦时。

分省区看，广东和广西风电、光伏、核电参与市场化交易;云南水电、风电、光伏参与市场化交易;贵州光伏参与市场化交易，水电参与发电权交易;海南光伏参与绿电认购交易。2025年4月1日，中国南方电网正式发布《新能源参与电力现货市场工作方案(2025年版)》(征求意见稿)，明确要求南方五省(广东、广西、云南、贵州、海南)2025年6月1日起执行现货市场长周期结算试运行，推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。这一政策不仅标志着新能源市场化交易进入深水区，行业格局面临系统性重构。

除结算试运行以外，南方区域市场全年开展模拟试运行。结算试运行期间，而且标志着南方区域市场整体供需宽松，日最高出清均价集中出现在海南、贵州省份;日最低出清均价集中出现在云南、广西地区，出清情况详见上表。

3.云南省电力市场特点

结合近几年云南省电力市场现货试运营实际情况，总结云南省电力市场特点如下。

3.1南方电网五省2024年12月底前制定承接方案，重点明确电价上下限、竞价规则及技术衔接机制。预计云南省会延续集中式电站探索“中长期合约+现货差价合约”组合策略，对冲价格波动风险。云南省电价相对较低，在五省统一的现货交易市场中，即便考虑线损、输配电等费用，云南省的电力具有一定价格优势。

3.2云南省现货交易试点进程较快，在一年内即完成了日、周、旬、月度时间跨度的全部试点。对市场参与主体来说，准备时间较短，参与主体的交易意识及人才储备短期可能存在不足，各项目主体应加快交易人才的培养。

3.3随着“136号文”的颁布，机制电价对于增量项目存在较大影响。国家发展改革委早期建议竞价上限为上年实际结算价上浮一定比例，市场预期竞价上限应为基准价，从实际情况来看广西、湖南、湖北竞价上限已明显下调。山东未明确金额，但原则是采用上年结算均价。预计此举成为趋势。机制电价仅为获得市场交易均值的有限保障，因此上限应参考这一水平且逐年下降。因此，理论上无论是否参与机制电价竞配，如果高度相关，结合历史交易结果，建议至少按照上年实际结算价或基准价-0.05元/Wh或采取其他更为合理的预测水平进行电价预测和收益测算。

3.4从已公布省份的“136号文”政策征求意见稿推测，目前各省对于分布式能源的机制电价仍然参考当地的燃煤标杆电价，所以暂时不会对存量分布式能源造成较大影响。

3.5参考云南的现货交易价格曲线，试运营期间，现货交易价格曲线整体呈现“鸭子曲线”形态，中午时段光伏大发叠加用电低谷，交易电价较低，甚至出现0电价，早晚电价相对较高。现货交易对光伏的经济性会产生一定的不利影响，对具有调节能力的中小水电有利好影响。

3.6随着机制电价政策以及电力市场加快推进的角度而言，对发电企业而言，相较之前只需做好发电生产，市场运营愈发重要。