电力现货交易理论、规则、价格预测及负荷预测

目录 电改历程 电改历程 政策分析 中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015] 9号） 在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。 中共中央国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》（2022年3月25日） 建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在统筹规划、优化布局基础上，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局。推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放。稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。进一步发挥全国煤炭交易中心作用，推动完善全国统一的煤炭交易市场。 政策分析—市场建设 《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源[2017]1453号） 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个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。 《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改[2021]339号） 选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号） 为加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力。优化电力市场总体设计，健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。 政策分析—市场建设 新型主体转正扩大范围 《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号） 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。 湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。 2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。 政策分析—价格机制 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改[2021]1439号文） 煤电价格市场化工商业用电入市政府限价 《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号） 机组申报的最大出力分月申报、按月结算点对网机组执行受端省间交易报价含了容量工商业用电分摊考核机制 政策分析—价格机制 《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号） 谁服务、谁获利，谁受益、谁承担调峰逐步融入现货，爬坡调频申报出清备用申报出清联合出清 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改[2025]136号文） 新能源价格市场化存量与增量机制电价 政策分析—市场规则 《电力中长期交易基本规则》发改能源规〔2020〕889号 《电力现货市场基本规则（试行）》发改能源规〔2023〕1217号 《电力市场运行基本规则》2024年第20号令2024.4.25 《电力辅助服务市场基本规则》发改能源规〔2025〕411号 政策分析方法 政策出台背景和任务（为什么?) 政策关键点概述(是什么？） 政策影响分析 措施建议 电力商品特殊性 电力系统作为一个超大规模、非线性、时变能量系统，是世界上最复杂的人工系统，是现代社会运转的基础。电力是一种特殊商品，除一般商品属性外，还具有公益和安全属性，遵循其特有的技术经济规律。 VS调节能力缺失VS差异化的发电方式供需平衡的实时性VS机组启停的计划性新能源高占比同质化的电能 电力市场总体架构 客体维度：按其交易标的不同，电力市场通常包括电能量市场、电力辅助服务市场、输电权市场和容量市场(或容量成本补偿机制)。 时间维度：按其交易周期不同，电力市场通常包括多年、年、月、多日、日前、日内、实时市场，各关联交易周期的市场在时间维度上承前启后，相互接续。 空间维度：电力市场包括国家、区域、省(区、市)三种地域形态，彼此交替存在，相互影响而又相互关联，共同形成合力，推动整个能源电力经济的发展。 子市场划分 电力现货市场 电力现货市场：又称短期电力市场，其通常是针对实际用电时刻提前数分钟、数小时、甚至一天所组织与开展的电能量实物交易市场。 主要作用与意义： 可在合适的时间前提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交易计划。促进电能交易的竞争，实现电力资源的高效、优化配置。为电力系统的阻塞管理提供调节手段和经济信号等。 市场组织模式 电力市场模式通常是指电力市场的组织模式，其核心是电能量市场的中长期市场结果在现货市场中的应用模式，具体表现为中长期市场与现货市场的衔接方式，包括集中式和分散式两种电力市场模式，两种电力市场模式各具特点、优劣势和适用性。 安排由电网调度机构通过日前市场集中决策，是一种基于传统机组组合和经济调度理论、将各类交易统一优化的交易模式。集中式市场模式以美国、澳大利亚、新西兰和新加坡为代表，市场运营机构多采用统一管理模式，但市场机制各有不同。集中式电力市场是主要以中长期差价合约管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。集中式模式下，发电厂商和电力用户达成的双边合约仅用于结算，并不要求在机组组合和发电计划安排中予以执行，主要的发电机组组合和计划 分散式电力市场是主要以中长期实物合约为基础，由发用双方在日前阶段先行确定发用电曲线和部分机组启停状态，偏差电量通过日前、日内、实时平衡交易进行调节的电力市场模式。分散式模式下，市场主体在不同时间尺度下开展电能量市场实物交易，同时也可开展电力金融衍生品交易。市场主体可基于实物交易结果，自主确定发电计划，提交给电网调度机构安全校核后，作为调度计划基础。市场运营机构则在保障安全可靠运行的前提下，需尽量保证实物合同的执行，并负责组织日前、日内和实时平衡市场。分散式模式强调电力商品交易的流动性，交易频次高、方式灵活多样，通过日前市场、日内市场和平衡市场相互关联，实现电力平衡。分散式市场模式以英国、北欧为代表，但各国差别也较大。 结算方式 阻塞管理 阻塞是指电力输送的要求大于输电网的实际物理输送能力。 传统运行模式下，调度运行人员往往采用行政指令的方式调整运行方式消除阻塞。市场环境下阻塞管理方法的选取需综合考虑电源结构、电网架构、负荷分布、市场模式等因素。 输电阻塞管理机制用于实践的包括：再调度法、市场分裂法、节点电价法和对销交易法，其中市场分裂法在存在区内阻塞时可能还需要结合再调度法综合应用。 现货市场体系 现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。 日前市场:按日组织，根据经营主体日前交易申报，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以社会福利最大为目标，进行日前市场集中优化出清，形成日前出清结果。加快推动日前市场以市场化用户申报曲线叠加非市场化用户预测曲线为依据开展集中优化出清。如不开展日前市场，可选择开展日前预出清，日前预出清结果不作为结算依据，仅向经营主体披露。 日内市场:在运行日，根据系统运行情况和最新预测信息，滚动优化快速启停机组等灵活调节资源，以满足系统平衡要求。 实时市场:在运行日，根据经营主体申报，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以社会福利最大为目标，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果。 可靠性机组组合是日前市场的重要环节。为满足系统运行安全需要，可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。 市场组织与决策主体 组织方式与决策主体 现货电力市场是通过集中竞价的方式组织交易的，因此，在现货电力市场中，除了交易参与者外，还应包括交易的组织者，即负责组织集中交易及运行市场出清的机构或部门。 出清价格形成机制 节点边际电价指将电力系统分为若干个节点，基于节点对电力商品进行定价，不同节点的电力商品可具备 不同的价格。 节点的边际电价反映的是在满足电力系统运行约束的情况下，该节点增加单位用电负荷导致的系统总电能供给成本的增加量。 节点边际电价一般包含：电能价格分量、输电阻塞分量。【由于输电阻塞信号将传递给经营主体，因此节点电价被视为输电阻塞管理的重要方法，并为阻塞费用分摊提供依据。】 出清价格形成机制 分区边际电价一般用于不同地区之间存在明显阻塞断面、地区内部电网阻塞情况较轻的市场。可认为同一 分区内的电力商品价值是相同的，将每个分区简化为一个节点的节点边际电价。如果分区内发生阻塞，出清结果需要调整并产生再调度费。 出清价格形成机制 系统边际电价指市场出清时不区分节点或价区，以市场统一边际价格作为系统电价，不再区分电力商品的 空间价值信号。 稀缺性定价经济学上，当商品稀缺时，可通过提高价格来限制需求。 稀缺性定价与容量补偿机制、容量市场类似的功能，即促进发电资源回收固定成本。 场外调度的市场定价 为准确显示电力供应紧张时的价格信号，因此场外调度尽可能不影响市场出清价格，需要对市场出清采用的信息适度调整：受省间支援地区系统发电负荷不增加临时支援电力；有序用电地区系统用电负荷不扣减临时削减的负荷量；减少外送的地区不扣减临时减少的外送电力；尽可能少改变机组启停和出力计划。 出清价格形成机制 分区边际电价 系统边际电价 节点边际电价 优点：价格形成机理简单，不涉及阻塞不平衡资金，便于市场主体理解；利益格局相对调整较小 优点：能形成真实反映电力商品时空价值的价格信号，价格信号能有效引导发电侧调整出力 优点：易于理解，出清价格透明度高；有分区的价格信号 缺点：分区方案是前提和关键 缺点：市场主体初期理解较为困难，阻塞不平衡资金计算、分摊过程复杂；利益格局调整较大 缺点：电力空间价值反映不充分，对发电侧存在过激励/欠激励导向若边际电价＞窝电区域机组报价，机 适用场景：电网发展成熟，网络阻塞界面清晰的地区 组有增加出力动力若边际电价＜顶峰区域机组报价，机组有减小出力动力 适用场景：电网阻塞复杂，无法明确分为相互独立的阻塞区 适用场景：电网阻塞问题不严重，几乎不存在阻塞断面 结算价格形成机制 出清价格形成机制 阻塞是指电力输送的要求大于输电网的实际物理输送能力。 传统运行模式下，调度运行人员往往采用行政指令的方式调整运行方式消除阻塞。市场环境下阻塞管理方法的选取需综合考虑电源结构、电网架构、负荷分布、市场模式等因素。 输电阻塞管理机制用于实践的包括：再调度法、市场分裂法、节点电价法和对销交易法，其中市场分裂法在存在区内阻塞时可能还需要结合再调度法综合应用。 交易申报—发电侧 交易申报-发电侧 常规燃煤机组： 申报信息：机组启动费用（元/次）、空载费用（元/小时）和电能量费用（元/兆瓦时）。机组启动费用：申报的启动费用不得超过火电机组启动费用上限；发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启 停机时间信息进行认定。电能量