隨著我國電力市場化改革步伐不斷加快，電力現貨市場建設提上日程。9月5日，發改委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為首批試點，2018年底前啟動電力現貨市場試運行。為幫助電力市場主體了解市場運行規則，窺探電力現貨內涵及發展趨勢，從容應對目前交易模式及未來電力現貨市場，遠光能源互聯網咨詢部總經理宋小松攜手“能源e直播”，講解售電公司應如何備戰電力現貨市場。

售電公司如何備戰電力現貨市場

“電力現貨市場”對于廣大主體來說是比較新鮮、晦澀但又不得不去面對的課題，今天我將結合自己長期在國網調度系統的工作經驗，從系統內人士的角度來談談電力現貨交易這件事。

演講提綱：
　　電力現貨市場概況
　　現貨市場對售電市場主體的影響
　　如何從容應對電力現貨市場
　　現階段售電主體如何苦練基本功

電力現貨市場概況

1電力市場建設基本路徑
　　無論從國外已建成的成熟的電力市場，還是目前國內正在探索建設的電力市場，其發展道路都要經過一下幾個階段：

　　第一階段：大用戶直購電
　　改變電網企業購買電力的格局

第二階段：長協+月競+偏差考核
　　建立年度長協和月度競價兩種交易品種，執行偏差電量考核與結算

第三階段：完善月競+電力平衡
　　年度長協、月度集中競價和合同電量轉讓交易并存，初步平衡機制按照煤耗或預掛牌報價調度

第四階段：開展現貨交易試點工作
　　完善平衡機制的建設，確定8個電力現貨市場建設試點，探索日前交易規則

第五階段：成熟的電力交易機制
　　真正發現電能市場價值，還原電的商品屬性，形成市場化的電力電量平衡機制

2開展電力現貨交易的必要性
　　電能的發輸配售用全過程基本是瞬間完成的，電能供應和需求必須實時平衡，在當前無法大規模經濟性存儲電能的條件下，電力市場交易只有在時間上越來越接近生產運行實際，形成市場化的電力電量平衡機制，才能真正發現電能的經濟價值，傳導正確的市場信號， “無現貨，不市場”基本成為各方共識！

直白來說：其實現貨交易一直都有，只是它并非市場化交易，所以被我們忽略了。所謂“非市場化的現貨交易”就是傳統電網公司代表廣大用戶與發電企業形成發用電計劃，他們之間的電力電量由調度機構負責進行物理交割，電價是國家以目錄電價（包括上網電價）的形式展現。

目前的市場化階段實際上是市場交易計劃和調度計劃兩條線，雙方還各執一詞，不能形成一定的約束。尤其在市場化電量開放到一定程度之后，用戶若不參與到現貨交易中，不對用戶形成一定約束的話，定會影響調度部門的工作，這極有可能對電力的安全穩定運行帶來較大隱患。這就是要引入現貨市場的比人原因。

現貨市場交易好處頗多，其意義如下：
　　在一個合適的時間提前量上形成與電力系統物理運行相適應的、體現市場成員意愿的優化的交易計劃

發揮了市場的價格形成功能，反映電力商品短期供需關系，為投資和發展提供真實的價格信號

為電力市場成員提供了一個修正其中長期發電計劃的交易平臺

為電力系統阻塞管理和輔助服務提供了調節手段與經濟信號

3我國電力現貨市場的含義
　　根據“9號文”配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》，現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

日前市場：現貨市場中的主要交易平臺，以一天作為時間提前量組織市場，形成與系統運行情況相適應的、可執行的交易計劃。

日內市場：為市場主體提供在日前市場關閉后對其發用電計劃進行微調的交易平臺，以應對日內的各種預測偏差及非計劃狀況。

實時市場：在小時前組織實施，接近系統的實時運行情況，真實反映系統超短期的資源稀缺程度與阻塞程度，并形成與系統實際運行切合度高的發用電計劃。

4我國電力現貨市場建設進展
　　2006年，華東區域日前電力市場；

2017年8月15日國家調度中心和北京交易中心正式發布《跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點規則（試行）》充分利用國家電網公司經營區域內跨區域省間通道輸電能力，有效促進西南及三北地區可再生能源消納，緩解棄水、棄風、棄光問題；

2017年8月15日南方電網公司發布了《南方區域電力現貨市場建設工作方案》，要求在2020年后要具備開展南方區域統一集中式電力現貨市場交易的條件，2017年底前完成廣東集中式電力現貨市場交易規則、現貨技術支持系統開發需求方案的編制，完成現貨市場技術支持系統構架搭建

2017年8月28日《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為首批試點

8月出了不少干貨性的政策文件，都要求試點地區圍繞日內的分時電價機制組織開展日前\日內\實時交易，18年底前要具備現貨市場運行條件。

5國外典型電力市場介紹
　　我國現貨市場未來交易規則如何制定？開展后會有哪些特點？目前都是不得而知的，但國外已經有的一些成功的市場經驗是值得我們學習借鑒的，下面簡要介紹幾種國外典型、成熟的市場及現貨交易：

　　前段時間浙江以4000萬人民幣全球招標市場交易規則編制，從入圍的名單來看，位居榜首的是中國電科院還有美國PJM的一個聯合體。我個人比較看好美國PJM市場，因為從我國目前的電源結構、網絡阻塞、市場環境以及目前國網調度系統所用的技術支持系統的數學模型，都考慮了安全約束的機組組合及經濟調度，這點和美國PJM市場基本一致。

　　國外典型電力現貨市場介紹及對比分析

針對美國PJM、英國和北歐如何開展現貨市場，我從以下4方面介紹：

1、美國PJM電力市場
　　美國實際上是沒有全國性的電力市場的，從下圖可以看出，美國共有10個區域性的電力批發市場（包括德州、加州、紐約，包括稍后要介紹的PJM），其中有7個是設立了區域性的輸電組織，是有獨立系統運營商、有組織的電力市場，其中最為有名的是PJM市場。

　　PJM(即Pennsylvania—New Jersey—Maryland）即賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭州，另外還涵蓋了哥倫比亞特區。PJM作為獨立運營商，市場成員相當多，有900多個，前幾年的用電量達8000-9000億規模，負責了美國13個州及哥倫比亞特區整個電力系統的運行和管理。

美國PJM電力市場，其現貨主要由日前和實時兩級市場構成，該兩級市場既包含了電能，又包含了輔助服務。從下圖可看出，日前市場的電能和備用是聯合出清的，本質上是考慮了安全約束的機組組合問題：

①交易規模
　　采用“全電量優化”模式，在日前市場上，發電商需申報其所有發電資源與交易意愿，市場將其與全網負荷需求進行匹配，通過出清計算形成發電商的日前交易計劃，并按照日前的節點邊際電價進行全額結算，因此日前市場的交易電量即全網交易量的100%

②出清計算與物理模型
　　PJM的日前市場與實時市場，在進行出清計算時均精細化地考慮了實際的物理網絡模型，并要求發電商申報其機組運行的物理參數，包括開停參數、額定容量、爬坡速率等。

③價格機制
　　PJM的日前市場與實時市場均采用節點邊際電價（locational marginal price，LMP）機制
LMP=系統電能價格+輸電阻塞成本+輸電線損

2、英國電力市場
　　英國電網主要包括英格蘭、威爾士、蘇格蘭及北愛爾蘭，其電網負荷為5000-6000萬，相當于國內較大的省級電網。電力零售商在30家左右。

英國現貨市場由日前的電子交易和實時的平衡機制構成，交易標的均為電能，輔助服務則多月前開展，由英國電網公司調度中心（NGET）負責購買，通過簽訂雙邊合約或集中招標的方式實施

平衡機制由NGET負責組織，從日前11:00開始，市場成員申報其次日的初始發用電計劃曲線，以及次日各時段的計劃調整報價，申報于實時運行前1 h關閘。此時 ,市場成員的初始發用電計劃曲線更新為最終發用電計劃曲線。

①交易規模
　　英國電力市場以中長期雙邊交易為主，形成物理交割的發用電計劃曲線，并提交給平衡機制，以作為增量結算的依據。英國電力市場的雙邊交易所形成的物理交割電量可占全網用電量的98%。

以 2012 年為例，3個階段的交易量占全網總用電量的比例分別為57.6%, 13 .9 % ,26 .5 % ,而平衡機制上的交易量約占全網總用電量的2%，即現貨市場交易規模的比例大致為28 .5 % 。

②出清計算與物理模型
　　英國現貨市場日前的電子交易由電力交易所負責組織，其出清計算不考慮實際的網絡情況，也不考慮機組的物理參數。

實時的平衡機制則需要考慮真實網絡約束，并要求發電商申報其實際的運行參數，在實施平衡調度與阻塞管理時考慮。

③價格機制
　　阿姆斯特丹電力交易所和北歐與納斯達克聯營現貨電力交易所所組織的日前電子交易,均采用了邊際出清的價格機制，適用于交易所中所有出清的交易電量

而在平衡機制階段，調度中心為了實施全網的平衡調度與阻塞管理，需要對市場成員所提交的發用電計劃曲線進行調整，即接收競價和出價。

3、歐洲電力市場

北歐現貨市場由日前市場、日內市場和平衡市場3部分構成，交易標的均為電能。輔助服務的交易機制與英國大致相同，由各國輸電運行機構（TSO）負責購買，可通過簽訂雙邊合約或集中招標的方式實施

日前市場由北歐電力交易所負責組織，是一個基于雙向匿名拍賣的集中式物理交易市場，于日前 12:00 閉市，在 13:00向市場公布出清結果。

日內市場同樣由北歐電力交易所負責組織，市場成員可以在日內市場上進行持續滾動的物理電量交易，直到關閘之前結束(北歐各國的關閘時間不同，大致在實際運行時的1~2h之間)。

平衡市場則在關閘之后由各國TSO分別組織，其實施方式與英國的平衡機制類似。

①交易規模
北歐電力市場同樣開展了較大規模的中長期雙邊交易，主要以月前的場外交易的方式實施，所簽訂的雙邊交易需要在實際運行時進行物理交割。雙邊交易之外 的電量則在現貨市場上交易，主要集中于日前市場上，日內市場與平衡市場的交易量則相對較小

以2012年為例，日前市場、日內市場和平衡市場上的交易量分別占全網總用電量的83.7%、0.8%、1.1%。

②出清計算與物理模型
北歐日前市場實現了跨國電力交易的統一出清，出清計算時考慮了不同價區(事先根據歷史的阻塞情況劃定)之間聯絡線的傳輸能力約束，而不考慮各個價區內部的網絡拓撲關系。

日內市場允許跨區交易，以利用價區之間聯絡線的剩余傳輸能力。

平衡市場則由各國輸電運行機構負責，需要考慮各個控制區實際的網絡約束與其他物理運行參數，并考慮與其相連接的聯絡線的運行條件。

③價格機制
　　北歐日前市場采取分區邊際電價的價格機制。北歐電力交易所依據市場成員的投標信息，在不考慮網絡約束的前提下，計算系統的無約束邊際出清電價，即系統電價。當無約束出清發現區域間的傳輸阻塞時，則采取“市場分裂”的方式，在不違背阻塞約束的前提下分區計算各區的邊際電價。

日內市場則采取撮合定價的價格機制。市場成員提交其投標競價信息，北歐電力交易所以“價格優先、時間優先”的原則進行撮合，即首先對負荷報高 價者與發電報低價者進行撮合成交，報價相同時則按先到先得的原則撮合。

總 結

現貨市場對售電市場主體的影響

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現貨市場對售電市場主體的影響

① 調度機構和交易中心
　　當前中長期交易主要采用“無約束，易出清，再進行校核”的出清模式，市場交易結果的形成都是各個主體間的金融合約，發用電計劃由政府及調度機構進行制定，調度機構并不需要過多參與到交易當中。

　　當前中長期交易由交易中心負責組織各類交易及結算，調度負責校核、實時電力調度及系統的實時平衡。根據國網最新要求，現在由調度部門（調度計劃處）組織安排日前市場。

② 發電側
電量營銷
　　目前，電廠基本根據市場供需、檢修計劃進行電量申報，執行政府和調度機構制定的行政性發電計劃指令。
現貨市場開啟后，電廠側須考慮機組的實際運行情況、響應時間、AGC性能，在全面放開發電量計劃后，還需要根據成本和市場自行制定開停機方案，從技術難度上來說無疑將產生很大的挑戰

交易策略
　　現貨市場啟動后，電廠參與市場須采取一定交易報價策略：

一方面，現貨交易中電廠需制定更貼近市場實時負荷需求的市場報價，報價精度要求更高，市場電價和交易電量的耦合程度也較目前中長期交易更高；

另一方面，由于現貨交易對可再生能源消納將起到極大的刺激作用，可再生能源邊際成本幾乎為零，導致發電側報價可能會更加趨向邊際成本報價。

管理精益
　　現貨交易開展后，對電廠的調峰、調頻等輔助服務的需求將進一步加大，而且輔助服務的交易方式也會較現行的中長期交易產生很大的改變，例如可增加為實時市場交易或平衡機制提供有償輔助服務，對響應速度快、管理更精益化的電廠將有利好影響。

③ 售電側
　　負荷預測
　　售電公司參與現貨交易的重要門檻是負荷預測能力。現貨交易需售電公司申報未來一天用戶的用能需求計劃曲線，歷史用電數據的缺失與預測能力缺乏將造成售電公司的申報策略制定難度大大增加，偏差考核風險也增大。

網架知識
　　節點電價和負荷區域都將對售電公司在結算電價時帶來挑戰。當前售電公司的用戶往往分布在不同地市、不同區域，現貨市場若采用節點電價，意味著售電公司需要將自己的用戶負荷歸結到相對應的不同節點，結算時按照不同負荷區域的加權電價結算，不同區域的用戶結算電價并不相同。

風險控制
　　開展現貨交易后，市場價格波動會增大，售電公司如何進行風險控制也將對售電公司未來的營銷策略、運營方式帶來不小的影響。

上圖是2016年某天歐洲電力交易所日內拍賣價格曲線，從上圖可看出日內價格曲線波動較大，與其日內成交電量相關性很大，說明市場價格波動帶來的風險也會隨之增大。

客戶管理
　　現貨市場階段，售電企業如何精細化管理所代理的用戶，將它作為一個整體來響應、參與現貨交易，是十分重要的，否則會產生接連的交易價格風險。

現貨市場對用戶側的需求響應有很大的需求，需求側響應市場空間進一步擴大，對用戶管理精益化程度高的售電公司將帶來利好影響。

如何從容應對電力現貨市場

電力現貨市場交易開啟之后，對各市場主體、市場行為都會產生較大影響，各市場主體也應積極探索、適應現貨交易的各種經營策略，以便更從容應對現貨市場。下面我們從技術儲備與改進、業務能力儲備、信息化建設三方面具體聊聊發電企業及售電企業面對現貨市場應做哪些準備。

1技術儲備與改進
　　發電側
　　發電廠應進一步提升機組技術水平，通過技術改造，改善AGC性能，縮短響應時間。

發電廠應優化機組運行策略，以提高主動參與調頻、調峰等輔助服務的能力

發電廠在現貨交易中需具備一定的電網負荷預測能力

新能源發電企業，利用現貨市場機遇，優化風光互補運行策略，促進新能源消納

售電公司
全面提升負荷預測能力。可通過負荷預測方法策略研究、用能信息采集系統研發與建設、主動掌握客戶典型負荷曲線

提升用戶需求側響應能力。通過能源審計、用能分析等手段了解用戶用能特點，通過安裝智能負荷控制終端提高負荷實時控制水平

利用現貨市場價格的波動性，進行中長期市場和現貨市場的套期保值等金融衍生品的研究，提升市場競爭力

2業務能力儲備
發電側
　　提高發電邊際成本預測能力，預測應更精準、實時，以支撐現貨交易中的報價策略：在大用戶直購電、中長期交易中已基本鎖定電廠的基數發電小時數，所以電廠在考慮邊際成本的情況下搶奪增量發電市場，盡可能高負荷發電

加強輔助服務定價管理（成本、收益率等），應對現貨交易中可能開展的輔助服務交易需求，同時考慮機組參與市場交易電量和輔助服務交易電量的比例分配，大幅提升企業利益

售電公司
　　通過模擬競價、負荷預測等手段，增強電價預測能力，統籌優化參與中長期市場、現貨市場交易的電量申報組合策略，大幅提升市場收益

加強電力系統專業知識儲備與積累。熟悉電網網架結構、運行方式及客戶所在地的負荷區域劃分情況

提升售電套餐設計能力，及時掌握市場信息和用戶用能需求和特性，根據消費者的使用習慣設計更具競爭力、更能滿足用戶需求的科學方案

儲備新能源控制技術，充分利用現貨市場對新能源發電的消納作用，拓展新能源發電投資運營業務

3信息化建設
　　現貨市場開啟后，對于發電廠、調度機構、交易中心、售電公司等市場主體進行市場交易時都存在以下問題和挑戰：
　　數據量大
　　數據種類多
　　數據處理時間短
　　交易實時性要求高
　　交易風險大等等。

這些挑戰已經遠遠超出了個人的即時處理能力，所以必須進行信息化建設，借助大數據、云計算等前沿技術來輔助市場主體做出相關決策。

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現階段售電主體如何苦練基本功

最后，談談現階段售電公司應該練練哪些基本功？我主要以市場營銷作為切入點。

目前，售電公司（尤其是民營公司）最關注的是“如何拿到便宜的電量”，拿到便宜的電，也就聚攏了用戶。所以目前售電的關鍵就是“找電廠”。我國又有自己的特色：誰資源豐富，誰就能搶到有價格優勢的電量。但這只是當前市場表象，是市場初期的一種盲目表現，不可能長遠。

那么從長遠考慮，從提升自身業務能力及核心競爭力的角度考慮，如何找電廠、簽電量、和客戶談判？

舉個簡單的例子：每次雙邊協商，月度競價之后，交易中心都要匯總并提交到調度機構審核（校核）。那么調度機構如何進行安全校核呢？售電公司簽的電量是否會被核檢？其實目前調度模式相對簡單，有的交易結果要給當地的經信委、發改委，有的要給電力交易部門，有的是調度部門自己來評估電網的安全穩定性的...那么售電公司結合調度部門的安全校核工作需要考慮哪些方面？

以月度交易為例：找發電廠時，要綜合考慮所處的網架結構是否是電網的薄弱區域或是電源支撐較強區域，還要了解電網本月輸變電檢修安排，電廠是否會受到輸電阻塞，電廠自身有沒有發電受阻等。只有考慮周全，才能保證自己公司簽的電量不被安全校核核檢掉。

我想說的是，有志氣想長遠發展并壯大的售電公司，必須要盡早開始精細化、科學化發展道理，不能光靠運氣。俗話說“手中有糧，心中不慌。腳踏實地，喜氣洋洋”。