文/張蕾 張鵬

作者供職于長城證券產業(yè)金融研究院

1.云南省電力系統(tǒng)發(fā)展概況

1.1云南省裝機結構

云南省能源資源豐富，尤以煤炭、水能資源儲量較大，地熱能、太陽能、風能、生物能也有較好的開發(fā)前景。煤炭、煤層氣資源利用空間大，煤炭保有儲量居全國第9位，預測煤層氣資源量居全國第9位，僅少量開發(fā);綠色電力可開發(fā)量超2億千瓦，居全國前列;水能資源全國領先，經濟可開發(fā)裝機容量為9795萬千瓦，居全國第2位;太陽能資源較豐富，僅次于西藏、青海、內蒙古等省區(qū)，省內多數地區(qū)的日照時數為2100～2300小時;可開發(fā)的風電裝機規(guī)?？偭考s2000萬千瓦，其中東部地區(qū)風能資源相對優(yōu)異，風能資源豐富的地區(qū)在曲靖市東部、紅河州中南部、大理州中部等地;頁巖氣資源豐富，昭通地區(qū)被列入全國頁巖氣勘探五個重點建產區(qū)域之一;生物質能富集，生物質原料種質居全國之首。得天獨厚的能源條件，造成與全國大部分省份不同，水電是云南省的主力電源，水電發(fā)電量常年占全省八成以上。云南省是水資源大省和清潔能源大省，區(qū)域能源結構以水電為主，水電裝機規(guī)模居全國第二，清潔能源裝機占比接近90%。根據中電聯(lián)公布的數據，截至2024年12月底，云南省電源總裝機15,188萬千瓦，其中水電、光伏、風電、火電裝機容量分別為8,360萬千瓦、3,723萬千瓦、1,671萬千瓦、1,433萬千瓦，占比分別為55.04%、24.51%、11.01%和9.44%，光伏裝機增速最大為79.7%。云南省2024年起光伏裝機量迅速增長，電源結構發(fā)生了較大變化。

1.2云南省發(fā)電量情況

2024年，云南省總計發(fā)電量4646億千瓦時，其中水電3304億千瓦時、火電605億千瓦時、風電385億千瓦時、太陽能351億千瓦時，水電占比71.11%，為云南省最大能源品種。

雖然近年來云南省新能源裝機快速增長，但基于云南省的資源稟賦，水電依然是省內的第一大出力電源和基礎電源。由于水電出力主要取決于來水情況，而基于云南省的氣候條件，水電來水具有明顯的“年內豐枯”規(guī)律和“跨年豐枯”波動特征，云南省發(fā)電量呈現明顯的年內規(guī)律性和跨年波動性。

下圖展示云南省2016年—2024年各個能源品種的發(fā)電量占比，從圖中可以看到光伏發(fā)電量近2年正在快速增長，逐漸成為第三大能源品種。但從歷史發(fā)電數據來看，火電是區(qū)域內具有調節(jié)能力的穩(wěn)定電源。其特點為水電發(fā)電量低時多發(fā)，水電發(fā)電量高時少發(fā)，即年內枯水期多發(fā)豐水期少發(fā)、枯水年多發(fā)、豐水年少發(fā)。

1.3全社會用電量

用電量方面，近年來云南省全社會用電量增速較高，過去5年有3年的全社會用電量增速超過了10%。

全省全社會用電量2788.33億千瓦時，同比增長11%。其中，一產用電量35.75億千瓦時，增長9.1%;二產用電量2062.06億千瓦時，增長12.6%(其中工業(yè)用電量2026.60億千瓦時，增長13.1%);三產用電量385.85億千瓦時，增長10.1%;城鄉(xiāng)居民生活用電量304.67億千瓦時，增長2.0%。全省外送電量2105.20億千瓦時，增長15.4%。

負荷結構方面，云南省主要用電負荷為工業(yè)負荷。2023年第二產業(yè)用電量占比為72.9%，較全國65.8%的高出約7個百分點，其中電解鋁和工業(yè)硅等高載能行業(yè)是用電大戶。近年來，云南省引入了大量該類產業(yè)。比如，2018至2020年，云南省憑借水電優(yōu)勢，以低電價作為吸引，從山東、河南、陜西、甘肅等省份承接了超過500萬噸電解鋁產能。

1.4電網建設情況

云南電網屬典型的外送型電網，屬南方電網的一部分，是實施“西電東送”“云電外送”的重要省份，過去5年的外送電量占全部發(fā)電量比例高達40%～50%，截至2023年7月，云南西電東送累計送電量突破1.5萬億千瓦時。云南于1993年開啟“西電東送”，逐步形成云電送粵、云電送桂、云貴互濟、云電入瓊格局，形成了“八交十一直”西電東送大通道，并承擔著向越南、老撾送電的任務。目前，云南已建成“四橫三縱一中心”的500千伏主網架，呈現“省內交直流并聯(lián)運行、國內10回直流遠距離大容量輸電、國際多個方向送受電”的特點，成為世界上技術最先進、特性最復雜、電力最綠色的省級異步送端大電網。“十四五”期間，云南電網積極爭取一批500千伏輸變電項目納入國家規(guī)劃和建設，預計“十四五”末期形成“四橫四縱五環(huán)三中心”的省內骨干網架。

1.4.1外送通道建設

“西電東送”外送通道建設，云南省內網架逐步完善。“十二五”期間，云南省積極協(xié)調增加外送電量，推進電力市場價格建設，完善輸配電價改革，積極參與電力市場交易，在完成政府間框架協(xié)議的基礎上，通過市場化交易機制增加外送電量，促進水電消納。同時，云南省積極培育省內用電市場，大力支持工業(yè)企業(yè)用電需求，以較低的水電價格吸引鋁、硅等高耗能產業(yè)落地。全省用電量持續(xù)增長態(tài)勢。

五省區(qū)外送電力市場——廣東、廣西、上海、浙江、海南：1993年通過魯布革電廠開始向廣東送電，2010年通過向家壩電站開始向上海送電，2014年與廣西簽訂《云電送桂中長期合作框架協(xié)議》開始向廣西送電，2019年通過南方電網大平臺向海南送電，2022年白鶴灘電站開始向浙江送電。云南持續(xù)努力夯實廣東、廣西、上海、浙江、海南五省區(qū)外送電力市場，“西電東送”規(guī)模全國第一。

根據云南省歷年電力市場報告統(tǒng)計，2016年云南省外送電量同比增長16.4%，“十三五”期間5年復合增長率達到5.83%，總外送電量達到6600億千瓦時，是1993年至2015年送電量總和的1.5倍，協(xié)議外增送超過1000億千瓦時，為云南省最大程度緩解了棄水壓力，為東部省區(qū)提供了源源不斷的綠色能源。其中，廣東省作為云南“西電東送”的主要受端省份，隨著特高壓外送通道的建設，2016—2020年送廣東電量增速分別為11.7%、11%、12.2%、6%、0.6%的正增長。2023年云南省外送電量達到1345億千瓦時，其中送廣東1163億千瓦時。

1.4.2“西電東送”電量

云南省作為西電東送送端大省，承擔著重要的對外輸送任務。從過往數據來看，全年外送電量占全省發(fā)電量的比例為30%～40%，豐水期一般外送電力達全部發(fā)電量的六成左右。西電東送計劃電量為優(yōu)發(fā)電量，由西電東送框架協(xié)議計劃簽訂中長期交易合同并明確分時段電量，通過云南電力交易平臺進行備案，作為省內市場化交易邊界(不參與省內市場化交易)。

云南省的西電東送受端省份主要是廣東(占比約為85%)，其次是廣西，主要依靠現有“云南省—廣東±800千伏直流”“滇西北—廣東±800千伏直流”“烏東德—廣東、廣西±800千伏多端柔性直流”三條特高壓線路以及“溪洛渡右岸—廣東±500千伏直流”送出，當前沒有在建新的特高壓外送線路。

云南省西電東送計劃電量由五年一簽的云電送粵、云電送桂框架協(xié)議確定，“十四五”期間計劃電量為1452億千瓦時。該部分電量為量價確定部分。除計劃電量外，云南省和受端省份可根據實際情況協(xié)商多送或少送。該部分電價另行確定。比如：2023年因云南省缺電較為嚴重，通過南方電網大平臺余缺調劑作用，調減云南西電外送電量107億千瓦時，全年“西電東送”電量1345億千瓦時;2024年前三季度，云南省已經完成西電東送全年計劃電量，超出部分電量參與廣東省現貨交易(據調研了解，該部分電價存在一定的波動，電價可能高于也可能低于協(xié)議電價，11月份交易電價整體低于計劃電量電價)。當前“十五五”期間的西電東送量價框架協(xié)議正在談判過程中。

2.云南電力市場發(fā)展概況

電力市場化交易具有區(qū)域屬性強、交易品種豐富、交易主體多等特點，市場情況比較復雜。從區(qū)域特點來看，各區(qū)域(省)電力資源和消納情況不同，電力市場建設進度和交易機制存在較大差異，信息披露要求也不相同，呈現明顯的區(qū)域屬性。從交易品種來看，電力市場化交易包括中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等。其中，中長期市場包括年(多年)、月(多月)、旬、周、日(多日)等交易品種?，F貨市場亦包括日前交易與實時交易、跨區(qū)(省間)交易與區(qū)域內(省內)交易等多種組合交易品種。各品種交易有不同的交易特點和交易規(guī)則。從交易主體來看，電力市場化交易主體包括電力行業(yè)“源網儲荷”環(huán)節(jié)各主體，包括各發(fā)電企業(yè)、儲能企業(yè)、電網企業(yè)、售電公司、電力用戶及市場運營機構，主體類型較多，成員眾多。

2.1.云南省電力市場主體和入市交易情況

根據昆明電力交易中心發(fā)布的信息，截至2023年底，云南省電力市場累計共有87135家市場主體完成市場準入，包括電廠389家、電力用戶86528家及售電公司218家。電廠方面，389家發(fā)電企業(yè)合計裝機容量為10319.4萬千瓦，其中水電165家，裝機容量為6528.1萬千瓦，容量占比為63.3%。用戶方面，共有86528家電力用戶完成市場準入，其中累計準入大工業(yè)用戶9481家，一般工商業(yè)用戶77047家。售電公司方面，累計注冊的售電公司為218家，目前有141家公司在冊，從區(qū)域分布來看主要集中在昆明區(qū)域。

根據云南省能源局發(fā)布的《關于做好2024年云南電力中長期合同簽訂履約工作的通知》(云能源運行〔2023〕321號)，云南省符合條件的火電廠、水電廠、新能源均需參與中長期交易。其中，在2024年進一步擴大了水電廠參與交易的范圍，鼓勵之前不參與交易的保山、文山、怒江、迪慶、麗江、德宏、臨滄(滄源、永德、鎮(zhèn)康)七個電價體系相對獨立的州市地調和縣調調管的110千伏及以上電壓等級并網運行公用水電廠自主參與市場，未自主參與市場交易的，上網電量按照當月清潔能源市場月度偏差電量基準價結算。未來參與中長期交易的市場主體均應參與現貨交易。

2.2云南電力市場交易情況

截至2023年，云南省內市場全年共成交電量1850.3億千瓦時，同比增長9.1%。占云南省全社會用電量的73.64%。根據昆明電力交易中心披露數據，近年來云南電力市場交易電量統(tǒng)計情況如下。

價格方面，2023清潔能源市場平均成交價為0.21674元/千瓦時，較2022年每千瓦時下降6.42厘。

從交易品種來看，2023年清潔能源雙邊交易成交量為1356.5億千瓦時，占全部成交電量的73.3%，平均成交價為0.21666元/千瓦時。

清潔能源集中交易累計成交電量8.22億千瓦時(其中集中競價階段成交5.29億千瓦時，連續(xù)掛牌階段成交2.93億千瓦時)，占省內市場化成交電量的0.44%。

清潔能源日前交易累計成交電量50.99億千瓦時，清潔能源日前交易電量占省內市場化電量比例為2.76%。

燃煤發(fā)電市場成交電量為309.83億千瓦時，占全部交易電量的比例為16.7%。其中，煙煤無煙煤電量平均成交價為0.40692元/千瓦時，較燃煤發(fā)電基準價上浮21.2%;褐煤電量平均成交價為0.35059元/千瓦時，較燃煤發(fā)電基準價上浮4.4%。

電網企業(yè)代理購電成交量124.8億千瓦時，占全部交易電量的比例為6.74%。其中，清潔能源市場化成交平均價格為0.27763元/千瓦時，燃煤非高耗能用戶成交均價為0.35775元/千瓦時，燃煤高耗能用戶成交均價為0.41854元/千瓦時。

當前云南電力市場剛剛開始現貨試點，初步計劃在2025年下半年開始連續(xù)運營。電力市場，尤其是現貨市場的快速建設，對電站的運營能力要求越來越高，水電站如想在快速發(fā)展的市場中保持收益穩(wěn)定或獲取更高收益，需要電站快速熟悉相關交易規(guī)則并配備專業(yè)人員或購買專業(yè)服務。

2.3云南省電力市場價格形成機制

目前云南電力市場化交易以中長期交易市場為主，現貨交易市場今年開始進行試點。當前云南電力市場化交易現狀較為復雜且處于變革期，主要各類電源的發(fā)展階段、政策鼓勵力度、LCOE不同，導致電價體系較為復雜。根據已公開的機制電價征求意見稿的省份，預計云南省會延續(xù)“中長期合約+現貨差價合約”的試運行機制，機制電價需政策頒布后再討論。

2.4南方電網五省新能源現貨市場全面啟動

2024年，南方區(qū)域省內直接交易電量7647.9億千瓦時，同比增長17.9%，占全社會用電量比例44.9%，電網代購電市場化電量1262.3億千瓦時。

分省區(qū)看，廣東和廣西風電、光伏、核電參與市場化交易;云南水電、風電、光伏參與市場化交易;貴州光伏參與市場化交易，水電參與發(fā)電權交易;海南光伏參與綠電認購交易。2025年4月1日，中國南方電網正式發(fā)布《新能源參與電力現貨市場工作方案(2025年版)》(征求意見稿)，明確要求南方五省(廣東、廣西、云南、貴州、海南)2025年6月1日起執(zhí)行現貨市場長周期結算試運行，推動集中式、分布式新能源上網電量全面參與現貨市場。這一政策不僅標志著新能源市場化交易進入深水區(qū)，行業(yè)格局面臨系統(tǒng)性重構。

除結算試運行以外，南方區(qū)域市場全年開展模擬試運行。結算試運行期間，而且標志著南方區(qū)域市場整體供需寬松，日最高出清均價集中出現在海南、貴州省份;日最低出清均價集中出現在云南、廣西地區(qū)，出清情況詳見上表。

3.云南省電力市場特點

結合近幾年云南省電力市場現貨試運營實際情況，總結云南省電力市場特點如下。

3.1南方電網五省2024年12月底前制定承接方案，重點明確電價上下限、競價規(guī)則及技術銜接機制。預計云南省會延續(xù)集中式電站探索“中長期合約+現貨差價合約”組合策略，對沖價格波動風險。云南省電價相對較低，在五省統(tǒng)一的現貨交易市場中，即便考慮線損、輸配電等費用，云南省的電力具有一定價格優(yōu)勢。

3.2云南省現貨交易試點進程較快，在一年內即完成了日、周、旬、月度時間跨度的全部試點。對市場參與主體來說，準備時間較短，參與主體的交易意識及人才儲備短期可能存在不足，各項目主體應加快交易人才的培養(yǎng)。

3.3隨著“136號文”的頒布，機制電價對于增量項目存在較大影響。國家發(fā)展改革委早期建議競價上限為上年實際結算價上浮一定比例，市場預期競價上限應為基準價，從實際情況來看廣西、湖南、湖北競價上限已明顯下調。山東未明確金額，但原則是采用上年結算均價。預計此舉成為趨勢。機制電價僅為獲得市場交易均值的有限保障，因此上限應參考這一水平且逐年下降。因此，理論上無論是否參與機制電價競配，如果高度相關，結合歷史交易結果，建議至少按照上年實際結算價或基準價-0.05元/Wh或采取其他更為合理的預測水平進行電價預測和收益測算。

3.4從已公布省份的“136號文”政策征求意見稿推測，目前各省對于分布式能源的機制電價仍然參考當地的燃煤標桿電價，所以暫時不會對存量分布式能源造成較大影響。

3.5參考云南的現貨交易價格曲線，試運營期間，現貨交易價格曲線整體呈現“鴨子曲線”形態(tài)，中午時段光伏大發(fā)疊加用電低谷，交易電價較低，甚至出現0電價，早晚電價相對較高?，F貨交易對光伏的經濟性會產生一定的不利影響，對具有調節(jié)能力的中小水電有利好影響。

3.6隨著機制電價政策以及電力市場加快推進的角度而言，對發(fā)電企業(yè)而言，相較之前只需做好發(fā)電生產，市場運營愈發(fā)重要。