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随着我国电力市场化改革步伐不断加快，电力现货市场建设提上日程。9月5日，发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为首批试点，2018年底前启动电力现货市场试运行。为帮助电力市场主体了解市场运行规则，窥探电力现货内涵及发展趋势，从容应对目前交易模式及未来电力现货市场，尊龙能源互联网咨询部总经理宋小松携手“能源e直播”，讲解售电公司应如何备战电力现货市场。

售电公司如何备战电力现货市场

“电力现货市场”对于广大主体来说是比较新鲜、晦涩但又不得不去面对的课题，今天我将结合自己长期在国网调度系统的工作经验，从系统内人士的角度来谈谈电力现货交易这件事。

演讲提纲：
　　电力现货市场概况
　　现货市场对售电市场主体的影响
　　如何从容应对电力现货市场
　　现阶段售电主体如何苦练基本功

电力现货市场概况

1电力市场建设基本路径
　　无论从国外已建成的成熟的电力市场，还是目前国内正在探索建设的电力市场，其发展道路都要经过一下几个阶段：

　　第一阶段：大用户直购电
　　改变电网企业购买电力的格局

第二阶段：长协+月竞+偏差考核
　　建立年度长协和月度竞价两种交易品种，执行偏差电量考核与结算

第三阶段：完善月竞+电力平衡
　　年度长协、月度集中竞价和合同电量转让交易并存，初步平衡机制按照煤耗或预挂牌报价调度

第四阶段：开展现货交易试点工作
　　完善平衡机制的建设，确定8个电力现货市场建设试点，探索日前交易规则

第五阶段：成熟的电力交易机制
　　真正发现电能市场价值，还原电的商品属性，形成市场化的电力电量平衡机制

2开展电力现货交易的必要性
　　电能的发输配售用全过程基本是瞬间完成的，电能供应和需求必须实时平衡，在当前无法大规模经济性存储电能的条件下，电力市场交易只有在时间上越来越接近生产运行实际，形成市场化的电力电量平衡机制，才能真正发现电能的经济价值，传导正确的市场信号， “无现货，不市场”基本成为各方共识！

直白来说：其实现货交易一直都有，只是它并非市场化交易，所以被我们忽略了。所谓“非市场化的现货交易”就是传统电网公司代表广大用户与发电企业形成发用电计划，他们之间的电力电量由调度机构负责进行物理交割，电价是国家以目录电价（包括上网电价）的形式展现。

目前的市场化阶段实际上是市场交易计划和调度计划两条线，双方还各执一词，不能形成一定的约束。尤其在市场化电量开放到一定程度之后，用户若不参与到现货交易中，不对用户形成一定约束的话，定会影响调度部门的工作，这极有可能对电力的安全稳定运行带来较大隐患。这就是要引入现货市场的比人原因。

现货市场交易好处颇多，其意义如下：
　　在一个合适的时间提前量上形成与电力系统物理运行相适应的、体现市场成员意愿的优化的交易计划

发挥了市场的价格形成功能，反映电力商品短期供需关系，为投资和发展提供真实的价格信号

为电力市场成员提供了一个修正其中长期发电计划的交易平台

为电力系统阻塞管理和辅助服务提供了调节手段与经济信号

3我国电力现货市场的含义
　　根据“9号文”配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。

日前市场：现货市场中的主要交易平台，以一天作为时间提前量组织市场，形成与系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。

日内市场：为市场主体提供在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台，以应对日内的各种预测偏差及非计划状况。

实时市场：在小时前组织实施，接近系统的实时运行情况，真实反映系统超短期的资源稀缺程度与阻塞程度，并形成与系统实际运行切合度高的发用电计划。

4我国电力现货市场建设进展
　　2006年，华东区域日前电力市场；

2017年8月15日国家调度中心和北京交易中心正式发布《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）》充分利用国家电网公司经营区域内跨区域省间通道输电能力，有效促进西南及三北地区可再生能源消纳，缓解弃水、弃风、弃光问题；

2017年8月15日南方电网公司发布了《南方区域电力现货市场建设工作方案》，要求在2020年后要具备开展南方区域统一集中式电力现货市场交易的条件，2017年底前完成广东集中式电力现货市场交易规则、现货技术支持系统开发需求方案的编制，完成现货市场技术支持系统构架搭建

2017年8月28日《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为首批试点

8月出了不少干货性的政策文件，都要求试点地区围绕日内的分时电价机制组织开展日前\日内\实时交易，18年底前要具备现货市场运行条件。

5国外典型电力市场介绍
　　我国现货市场未来交易规则如何制定？开展后会有哪些特点？目前都是不得而知的，但国外已经有的一些成功的市场经验是值得我们学习借鉴的，下面简要介绍几种国外典型、成熟的市场及现货交易：

　　前段时间浙江以4000万人民币全球招标市场交易规则编制，从入围的名单来看，位居榜首的是中国电科院还有美国PJM的一个联合体。我个人比较看好美国PJM市场，因为从我国目前的电源结构、网络阻塞、市场环境以及目前国网调度系统所用的技术支持系统的数学模型，都考虑了安全约束的机组组合及经济调度，这点和美国PJM市场基本一致。

　　国外典型电力现货市场介绍及对比分析

针对美国PJM、英国和北欧如何开展现货市场，我从以下4方面介绍：

1、美国PJM电力市场
　　美国实际上是没有全国性的电力市场的，从下图可以看出，美国共有10个区域性的电力批发市场（包括德州、加州、纽约，包括稍后要介绍的PJM），其中有7个是设立了区域性的输电组织，是有独立系统运营商、有组织的电力市场，其中最为有名的是PJM市场。

　　PJM(即Pennsylvania—New Jersey—Maryland）即宾夕法尼亚—新泽西—马里兰州，另外还涵盖了哥伦比亚特区。PJM作为独立运营商，市场成员相当多，有900多个，前几年的用电量达8000-9000亿规模，负责了美国13个州及哥伦比亚特区整个电力系统的运行和管理。

美国PJM电力市场，其现货主要由日前和实时两级市场构成，该两级市场既包含了电能，又包含了辅助服务。从下图可看出，日前市场的电能和备用是联合出清的，本质上是考虑了安全约束的机组组合问题：

①交易规模
　　采用“全电量优化”模式，在日前市场上，发电商需申报其所有发电资源与交易意愿，市场将其与全网负荷需求进行匹配，通过出清计算形成发电商的日前交易计划，并按照日前的节点边际电价进行全额结算，因此日前市场的交易电量即全网交易量的100%

②出清计算与物理模型
　　PJM的日前市场与实时市场，在进行出清计算时均精细化地考虑了实际的物理网络模型，并要求发电商申报其机组运行的物理参数，包括开停参数、额定容量、爬坡速率等。

③价格机制
　　PJM的日前市场与实时市场均采用节点边际电价（locationsal marginal price，LMP）机制
LMP=系统电能价格+输电阻塞成本+输电线损

2、英国电力市场
　　英国电网主要包括英格兰、威尔士、苏格兰及北爱尔兰，其电网负荷为5000-6000万，相当于国内较大的省级电网。电力零售商在30家左右。

英国现货市场由日前的电子交易和实时的平衡机制构成，交易标的均为电能，辅助服务则多月前开展，由英国电网公司调度中心（NGET）负责购买，通过签订双边合约或集中招标的方式实施

平衡机制由NGET负责组织，从日前11:00开始，市场成员申报其次日的初始发用电计划曲线，以及次日各时段的计划调整报价，申报于实时运行前1 h关闸。此时 ,市场成员的初始发用电计划曲线更新为最终发用电计划曲线。

①交易规模
　　英国电力市场以中长期双边交易为主，形成物理交割的发用电计划曲线，并提交给平衡机制，以作为增量结算的依据。英国电力市场的双边交易所形成的物理交割电量可占全网用电量的98%。

以 2012 年为例，3个阶段的交易量占全网总用电量的比例分别为57.6%, 13 .9 % ,26 .5 % ,而平衡机制上的交易量约占全网总用电量的2%，即现货市场交易规模的比例大致为28 .5 % 。

②出清计算与物理模型
　　英国现货市场日前的电子交易由电力交易所负责组织，其出清计算不考虑实际的网络情况，也不考虑机组的物理参数。

实时的平衡机制则需要考虑真实网络约束，并要求发电商申报其实际的运行参数，在实施平衡调度与阻塞管理时考虑。

③价格机制
　　阿姆斯特丹电力交易所和北欧与纳斯达克联营现货电力交易所所组织的日前电子交易,均采用了边际出清的价格机制，适用于交易所中所有出清的交易电量

而在平衡机制阶段，调度中心为了实施全网的平衡调度与阻塞管理，需要对市场成员所提交的发用电计划曲线进行调整，即接收竞价和出价。

3、欧洲电力市场

北欧现货市场由日前市场、日内市场和平衡市场3部分构成，交易标的均为电能。辅助服务的交易机制与英国大致相同，由各国输电运行机构（TSO）负责购买，可通过签订双边合约或集中招标的方式实施

日前市场由北欧电力交易所负责组织，是一个基于双向匿名拍卖的集中式物理交易市场，于日前 12:00 闭市，在 13:00向市场公布出清结果。

日内市场同样由北欧电力交易所负责组织，市场成员可以在日内市场上进行持续滚动的物理电量交易，直到关闸之前结束(北欧各国的关闸时间不同，大致在实际运行时的1~2h之间)。

平衡市场则在关闸之后由各国TSO分别组织，其实施方式与英国的平衡机制类似。

①交易规模
北欧电力市场同样开展了较大规模的中长期双边交易，主要以月前的场外交易的方式实施，所签订的双边交易需要在实际运行时进行物理交割。双边交易之外 的电量则在现货市场上交易，主要集中于日前市场上，日内市场与平衡市场的交易量则相对较小

以2012年为例，日前市场、日内市场和平衡市场上的交易量分别占全网总用电量的83.7%、0.8%、1.1%。

②出清计算与物理模型
北欧日前市场实现了跨国电力交易的统一出清，出清计算时考虑了不同价区(事先根据历史的阻塞情况划定)之间联络线的传输能力约束，而不考虑各个价区内部的网络拓扑关系。

日内市场允许跨区交易，以利用价区之间联络线的剩余传输能力。

平衡市场则由各国输电运行机构负责，需要考虑各个控制区实际的网络约束与其他物理运行参数，并考虑与其相连接的联络线的运行条件。

③价格机制
　　北欧日前市场采取分区边际电价的价格机制。北欧电力交易所依据市场成员的投标信息，在不考虑网络约束的前提下，计算系统的无约束边际出清电价，即系统电价。当无约束出清发现区域间的传输阻塞时，则采取“市场分裂”的方式，在不违背阻塞约束的前提下分区计算各区的边际电价。

日内市场则采取撮合定价的价格机制。市场成员提交其投标竞价信息，北欧电力交易所以“价格优先、时间优先”的原则进行撮合，即首先对负荷报高 价者与发电报低价者进行撮合成交，报价相同时则按先到先得的原则撮合。

总 结

现货市场对售电市场主体的影响

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现货市场对售电市场主体的影响

① 调度机构和交易中心
　　当前中长期交易主要采用“无约束，易出清，再进行校核”的出清模式，市场交易结果的形成都是各个主体间的金融合约，发用电计划由政府及调度机构进行制定，调度机构并不需要过多参与到交易当中。

　　当前中长期交易由交易中心负责组织各类交易及结算，调度负责校核、实时电力调度及系统的实时平衡。根据国网最新要求，现在由调度部门（调度计划处）组织安排日前市场。

② 发电侧
电量营销
　　目前，电厂基本根据市场供需、检修计划进行电量申报，执行政府和调度机构制定的行政性发电计划指令。
现货市场开启后，电厂侧须考虑机组的实际运行情况、响应时间、AGC性能，在全面放开发电量计划后，还需要根据成本和市场自行制定开停机方案，从技术难度上来说无疑将产生很大的挑战

交易策略
　　现货市场启动后，电厂参与市场须采取一定交易报价策略：

一方面，现货交易中电厂需制定更贴近市场实时负荷需求的市场报价，报价精度要求更高，市场电价和交易电量的耦合程度也较目前中长期交易更高；

另一方面，由于现货交易对可再生能源消纳将起到极大的刺激作用，可再生能源边际成本几乎为零，导致发电侧报价可能会更加趋向边际成本报价。

管理精益
　　现货交易开展后，对电厂的调峰、调频等辅助服务的需求将进一步加大，而且辅助服务的交易方式也会较现行的中长期交易产生很大的改变，例如可增加为实时市场交易或平衡机制提供有偿辅助服务，对响应速度快、管理更精益化的电厂将有利好影响。

③ 售电侧
　　负荷预测
　　售电公司参与现货交易的重要门槛是负荷预测能力。现货交易需售电公司申报未来一天用户的用能需求计划曲线，历史用电数据的缺失与预测能力缺乏将造成售电公司的申报策略制定难度大大增加，偏差考核风险也增大。

网架知识
　　节点电价和负荷区域都将对售电公司在结算电价时带来挑战。当前售电公司的用户往往分布在不同地市、不同区域，现货市场若采用节点电价，意味着售电公司需要将自己的用户负荷归结到相对应的不同节点，结算时按照不同负荷区域的加权电价结算，不同区域的用户结算电价并不相同。

风险控制
　　开展现货交易后，市场价格波动会增大，售电公司如何进行风险控制也将对售电公司未来的营销策略、运营方式带来不小的影响。

上图是2016年某天欧洲电力交易所日内拍卖价格曲线，从上图可看出日内价格曲线波动较大，与其日内成交电量相关性很大，说明市场价格波动带来的风险也会随之增大。

客户管理
　　现货市场阶段，售电企业如何精细化管理所代理的用户，将它作为一个整体来响应、参与现货交易，是十分重要的，否则会产生接连的交易价格风险。

现货市场对用户侧的需求响应有很大的需求，需求侧响应市场空间进一步扩大，对用户管理精益化程度高的售电公司将带来利好影响。

如何从容应对电力现货市场

电力现货市场交易开启之后，对各市场主体、市场行为都会产生较大影响，各市场主体也应积极探索、适应现货交易的各种经营策略，以便更从容应对现货市场。下面我们从技术储备与改进、业务能力储备、信息化建设三方面具体聊聊发电企业及售电企业面对现货市场应做哪些准备。

1技术储备与改进
　　发电侧
　　发电厂应进一步提升机组技术水平，通过技术改造，改善AGC性能，缩短响应时间。

发电厂应优化机组运行策略，以提高主动参与调频、调峰等辅助服务的能力

发电厂在现货交易中需具备一定的电网负荷预测能力

新能源发电企业，利用现货市场机遇，优化风光互补运行策略，促进新能源消纳

售电公司
全面提升负荷预测能力。可通过负荷预测方法策略研究、用能信息采集系统研发与建设、主动掌握客户典型负荷曲线

提升用户需求侧响应能力。通过能源审计、用能分析等手段了解用户用能特点，通过安装智能负荷控制终端提高负荷实时控制水平

利用现货市场价格的波动性，进行中长期市场和现货市场的套期保值等金融衍生品的研究，提升市场竞争力

2业务能力储备
发电侧
　　提高发电边际成本预测能力，预测应更精准、实时，以支撑现货交易中的报价策略：在大用户直购电、中长期交易中已基本锁定电厂的基数发电小时数，所以电厂在考虑边际成本的情况下抢夺增量发电市场，尽可能高负荷发电

加强辅助服务定价管理（成本、收益率等），应对现货交易中可能开展的辅助服务交易需求，同时考虑机组参与市场交易电量和辅助服务交易电量的比例分配，大幅提升企业利益

售电公司
　　通过模拟竞价、负荷预测等手段，增强电价预测能力，统筹优化参与中长期市场、现货市场交易的电量申报组合策略，大幅提升市场收益

加强电力系统专业知识储备与积累。熟悉电网网架结构、运行方式及客户所在地的负荷区域划分情况

提升售电套餐设计能力，及时掌握市场信息和用户用能需求和特性，根据消费者的使用习惯设计更具竞争力、更能满足用户需求的科学方案

储备新能源控制技术，充分利用现货市场对新能源发电的消纳作用，拓展新能源发电投资运营业务

3信息化建设
　　现货市场开启后，对于发电厂、调度机构、交易中心、售电公司等市场主体进行市场交易时都存在以下问题和挑战：
　　数据量大
　　数据种类多
　　数据处理时间短
　　交易实时性要求高
　　交易风险大等等。

这些挑战已经远远超出了个人的即时处理能力，所以必须进行信息化建设，借助大数据、云计算等前沿技术来辅助市场主体做出相关决策。

尊龙售电一体化信息平台解决方案采用量身定制形式，以用户管理和能源资本管理为核心，助力您构建“轻量化、社交化、一体化”的信息系统，有效精细化需求侧管理，降低购电成本、实现运营高效。

现阶段售电主体如何苦练基本功

最后，谈谈现阶段售电公司应该练练哪些基本功？我主要以市场营销作为切入点。

目前，售电公司（尤其是民营公司）最关注的是“如何拿到便宜的电量”，拿到便宜的电，也就聚拢了用户。所以目前售电的关键就是“找电厂”。我国又有自己的特色：谁资源丰富，谁就能抢到有价格优势的电量。但这只是当前市场表象，是市场初期的一种盲目表现，不可能长远。

那么从长远考虑，从提升自身业务能力及核心竞争力的角度考虑，如何找电厂、签电量、和客户谈判？

举个简单的例子：每次双边协商，月度竞价之后，交易中心都要汇总并提交到调度机构审核（校核）。那么调度机构如何进行安全校核呢？售电公司签的电量是否会被核检？其实目前调度模式相对简单，有的交易结果要给当地的经信委、发改委，有的要给电力交易部门，有的是调度部门自己来评估电网的安全稳定性的...那么售电公司结合调度部门的安全校核工作需要考虑哪些方面？

以月度交易为例：找发电厂时，要综合考虑所处的网架结构是否是电网的薄弱区域或是电源支撑较强区域，还要了解电网本月输变电检修安排，电厂是否会受到输电阻塞，电厂自身有没有发电受阻等。只有考虑周全，才能保证自己公司签的电量不被安全校核核检掉。

我想说的是，有志气想长远发展并壮大的售电公司，必须要尽早开始精细化、科学化发展道理，不能光靠运气。俗话说“手中有粮，心中不慌。脚踏实地，喜气洋洋”。