文章核心观点 - 2025年上半年广东电力市场运行平稳有序，直接交易电量达2076.0亿千瓦时，同比增长14.3%，中长期交易覆盖近九成市场电量，现货价格波动反映一次能源价格和供需变化 [19] - 新能源和新型主体加速入市，绿电交易规模同比增长81.7%，虚拟电厂交易细则落地，独立储能和抽水蓄能参与现货市场，市场结构持续优化 [19][65][95] - 市场机制创新持续推进，包括气机成本补偿改革、双边现货市场研究、区域市场衔接和绿电交易机制完善，为低碳经济发展和新型电力系统建设提供支撑 [94][95][96] 电力供需情况 - 截至2025年6月底，广东电网统调装机容量2.423亿千瓦，同比增长18%，其中中调装机1.673亿千瓦，地调装机0.750亿千瓦 [20] - 光伏装机增速达73.3%，装机容量5534.9万千瓦，占比22.83%；燃气装机增速25.4%，装机容量5434.2万千瓦，占比22.42%；燃煤装机占比29.74%，但增速下降0.1% [21] - 蓄能（含储能）装机容量1048.5万千瓦，同比增长4.43%，占比4.33%；风电装机1870.0万千瓦，增速12.7% [21] 中长期市场交易 - 1-6月中长期市场总成交电量1835.0亿千瓦时，成交均价384.0厘/千瓦时，其中年度交易1536.7亿千瓦时，多月交易2.7亿千瓦时，月度交易295.3亿千瓦时 [42] - 分电源类型：煤机交易电量1236.9亿千瓦时，气机411.6亿千瓦时，核电157.3亿千瓦时，光伏3.5亿千瓦时，风电23.6亿千瓦时，储能2.1亿千瓦时 [42] - 月度交易中储能成交0.4亿千瓦时，均价374.2厘/千瓦时；煤机成交202.1亿千瓦时，均价372.8厘/千瓦时 [52] 现货市场交易 - 现货偏差电量239.7亿千瓦时，占市场购电用户总用电量11.5%；日前均价波动区间88.4-547.1厘/千瓦时，实时均价94.0-604.0厘/千瓦时 [60][62] - 9家独立储能和1家抽水蓄能参与现货市场，充电电量9.6亿千瓦时均价276.3厘/千瓦时，放电电量8.0亿千瓦时均价397.6厘/千瓦时，充放电价差121.3厘/千瓦时 [9] - 新能源机组现货出清价格低于市场平均，日前成交电量142.5亿千瓦时均价255.5厘/千瓦时，实时156.7亿千瓦时均价249.7厘/千瓦时 [64] 绿电交易 - 1-6月绿电交易电量58.4亿千瓦时，电能量均价385.5厘/千瓦时，绿色环境价值均价8.1厘/千瓦时；跨经营区绿电交易成交0.3亿千瓦时，均价267.4厘/千瓦时 [59] - 绿电结算电量58.2亿千瓦时，均价8.1厘/千瓦时，其中光伏占比76.3%，风电占比23.7% [78][79] 市场结构与主体 - 发电侧HHI指数平均值1153，属低集中寡占型；用电侧HHI平均值397，属竞争型；发电侧Top1指数平均26%，Top4指数平均52% [35][39] - 新增经营主体15207家，累计注册115150家，增长15.2%；售电公司以广州、深圳为主，占比60.8% [24][25] - 零售市场交易电量2073.1亿千瓦时，占全市场99.9%；用户电能量结算均价436.9厘/千瓦时，售电公司平均度电获利17.0厘/千瓦时 [81] 机制创新与政策落实 - 发布虚拟电厂参与电能量交易细则，推动分布式资源聚合；落实新能源全面入市，110kV新能源电站分批参与现货市场 [95][113] - 研究气机变动成本补偿改革和双边现货市场，完善绿电交易及溯源机制；支撑南方区域现货市场连续结算试运行 [94][96] - 下半年重点推动年度交易常态化、用户侧现货偏差结算、绿电直连项目及虚拟电厂交易 [102][103][104]