“2022年电力现货市场实务研讨会”在南京举行
01电力现货市场总体进展
今年以来，我国电力现货市场建设迈出了一大步。 目前首批8个试点试点已完成长期结算试运行，不少试点已进入年度结算试运行。 与此同时，第二批现场试点已全部开始模拟试运行。 越来越多的非试点省份出台了点位试点建设方案，电力点位试点正在加速拓展。 跨省方面，跨省电力现货交易已启动为期半年的连续结算试运行。 南方区域电力市场已启动。 南方五省电力市场实现跨省现货交易。 国内电力市场改革迈出重要一步。
东南大学电气工程学院高赐伟教授在会上分享了《我国电力现货市场总体进展分析》的主题。 从现货市场模式来看，首批现货试点既有分散省区，也有集中省区。 其中广东、山东、浙江、甘肃、山西、四川为集中式，福建、内蒙古西部为分散式。 高赐伟教授提到，电网拥堵路段多的地区原则上应从集中电力市场模式开始； 电网拥堵断面少、发电侧市场集中度高的地区，应从分散电力市场模式入手。
在清算和涨跌停板方面，浙江市场采用日前市场30分钟清算周期，即时市场5分钟清算周期； 其他省份和地区的日前市场和实时市场均以15分钟为结算周期。 其中，蒙西盘中市场交易时间为4小时，清算时间为15分钟。 高慈伟教授建议，电力现货市场申报和结算限价设定的基本原则应是促进用户侧调峰填谷、消耗清洁能源、防止价格异常波动，避免影响价格信号功能由于上下限设置不合理。 。
在第二批点地试点中，江苏进展迅速。 会上，国网江苏省电力公司经济技术研究院高级工程师牛文娟做了《分享江苏省电力市场发展现状》的主题报告。 牛文娟表示，2022年上半年，在江苏电力交易中心注册生效的发电公司、售电公司、电力用户、电网公司等四类市场主体包括10家企业、市场主体数量位居全国前列。 其中，注册发电企业共1219家，其中参与市场交易的发电企业209家； 注册有效售电公司260家，其中参与交易112家； 用户注册公司参与市场交易。
2022年1月25日至27日，江苏开展电力现货市场模拟试运行，成为第二批国家电力现货市场试点省份中第一个实现模拟试运行的省份。 6月30日至7月7日，江苏开展首次电力现货市场结算试运行。 9月22日至9月29日，电力现货市场进行第二次结算试运行。 发电侧市场主体通报数量和报价。 参与日前市场，利用日前存储的成交量和价格信息参与实时市场。 用户侧市场主体不报告交易量或报价，参与实时市场结算。
02市场主体参与现货交易应具备的技能
电力现货交易带来了以下紧迫的现实问题：参与现货交易的发电公司、配网售电公司如何参与现货交易竞争？ 如何规避风险，实现盈利？ 面对电力现货交易常态化，企业如何智慧运营，提升核心竞争力？ 这是发电企业和配网售电企业想要生存和发展必须解决的问题。
对于配电公司如何参与现货交易，珠海方特科技有限公司总经理王艳云在分享《如何实现电力现货交易高效实践及案例分析》时建议，一定要学习和掌握各省份发布的现货交易计划、政策和交易细则。 ；学习并掌握电网运行所需的知识； 实时跟踪电网运行及用户相关信息； 实时掌握机组的良好状况。
对于发电机组的报价，英树华亮（南京）电力科技有限公司总经理张继在《实用电力现货交易策略解析》主题分享中提到，在现货市场上，一旦其他机组的报价低于自己的，长期合同电的发电成本是电厂愿意减少其中长期发电量，通过差价合约的结算机制，替换其中长期发电量。自有发电，以低价现货电力履行中长期合同。 电厂虽然减少了现货市场的发电量，但通过差价合约的结算增加了自身利润，实现了资源的优化配置。
对于售电公司现货市场报送策略，张霁建议，日前市场上，当售电公司合同电量超过日前申报电量时，将在当天自动回售至日前市场。日前市场价格。 提前锁定合同电价，多余的合同电则回售至日前市场。 如果日前电价大于合同电价，可以降低购电成本，售电公司就会盈利。
山西风行测控有限公司电力交易事业部经理刘军在分享《古人谈“晋”——售电公司参与山西电力现货市场的感悟》时表示，电力交易存在三大风险，即“决策风险”、“操作风险”、“交易风险”。 售电公司应对决策风险需要提高分析能力，防范市场判断和电量预测出现较大偏差的风险，根据自身风险偏好平衡风险与收益。 针对操作风险，要求售电公司加强校对审核，防范交易申报方向错误（买或卖）的风险，也防范交易申报点击错误的风险（多点一0，敲一）小于 0)。 为应对交易风险，要求售电公司及时调整仓位，防止仓位过多或不足，及时调整合约仓位，减少套利心理。
刘军建议，随着市场加快应急备用和调峰供电能力建设，售电公司应重点关注和积累资源可调的用户，积极参与调峰辅助服务市场。
03新能源企业参与市场的风险应对
中国三峡新能源（集团）有限公司电力营销中心主任王红叶以《新能源企业参与市场化交易的实践与思考》为主题分享，并表示新能源可以参与电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场、能源权交易、排污权交易等市场。
目前，我国参与新能源市场化交易的省份主要分为三类。 第一类是新能源定期参与省内现货和中长期交易，包括甘肃、山西、山东、内蒙古西部等地； 第二类是新能源定期参与中长期交易（暂时不参与现货），交易比例较高，主要9省：云南、青海、新疆、宁夏、湖南、黑龙江、辽宁、吉林、陕西； 第三类是新能源参与市场交易比例较低、市场电价主要以政府指导价为主的地区，共8个省份。
随着市场规模不断扩大、交易品种不断丰富，新能源参与电力市场也面临更大的风险和挑战。 王红叶强调，新能源企业需要不断创新营销模式，深化绿色市场布局，全面提升交易能力，打造专业营销团队。
现货价格由谁决定？
北京新智科技有限公司创始人兼CEO吴飞在《气象大数据和人工智能技术在电力现货交易决策中的应用》报告中表示，电力现货价格主要受新能源影响发电（供给）和统一调峰（需求），且电力供需受天气影响广泛，基于人工分析和历史经验的电力交易决策的质量和效率面临挑战。 电力供需关系的实时变化使得处理历史经验变得困难。 现场频率高、证据量大，仅依靠体力劳动的决策质量和效率低。 这时候就需要人工智能技术的支持。 气象大数据和人工智能技术可以帮助新电力系统更好地实现供需平衡，提高新能源消纳。
大唐甘肃发电有限公司高级经济师、市场建设高级总监赵克斌分享了《新能源高比例参与市场的实践——以甘肃为例》，并表示在新能源占比较高，现货市场价格与新能源的预测可能会紧密耦合。 与用电负荷的变化相比，新能源发电量的变化完全影响着现货市场的价格和走势。 市场研究和判断是制定交易策略的前提。 电力市场研判的核心是电价走势。
新能源发电的随机性、波动性、不确定性使得新能源中长期曲线合约在现货市场交割时面临数量和价格的风险。 第一个风险是会产生大量的正现货电量和负现货电量。 二是大概率出现“低价正现货、高价负现货”电价风险。 这进一步说明，新能源企业很难通过签订中长期曲线合同来达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用。
对于新能源占比较高的现货市场是否适用中长期分时电价机制的问题，赵克斌指出，目录分时电价是仅适用于非现货市场环境。 对于尚未运行现货市场的省份，目录分时电价将对引导电力用户错峰填谷发挥积极作用。 但对于现货市场试点地区，应尽快允许用户进入现货市场，并取消执行中长期峰谷电价政策或目录分时电价政策。 特别是在新能源占比较高的现货市场运行条件下，中长期分时电价管制必须取消。 你无法以有计划的思维或有计划的方式进入市场。
04电力辅助服务推动储能价值实现
在双碳目标指引下，随着新型电力系统的建设，我国新能源装机比重持续提升。 新能源发电具有间歇性、波动性、随机性等特点。 新能源装机比重大幅提升。 电力系统平衡难度的增加，对电力系统中储能等灵活资源提出了迫切需求。 因此，储能在新型电力系统中具有非常重要的价值。
中国电力科学研究院电力市场研究室主任冯树海在主题报告《电力现货储能盈利模式》中与参会者分享了自主储能参与市场的模式、机制及挑战市场”。 他表示，储能作为市场成员独立参与现货电力市场时，在电力现货市场购售电获取差价收入，收入水平由市场决定。 此时的利益相关者包括储能投资运营公司、售电公司、现货市场发电公司、电力用户、电网公司等。储能投资运营公司负责投资、建设和日常运营以及储能项目的维护。
冯树海表示，引入辅助服务市场竞价机制，让储能参与调频、调峰、备用，将是独立储能最有前景的回收机制之一。 在辅助服务市场完全建立之前，可以获得辅助服务补偿收入。 市场建立后，收入水平将由市场决定。 此外，储能还可以参与多个协同市场，如：电能市场、调频市场、储备市场、容量市场等。
高慈伟在分享时表示，首批8个试点省区除蒙西部外，均已推出配套服务市场。 市场主要交易品种包括调频、深度调峰、备份等。 首先清理山东、福建、甘肃等区域调峰市场，作为省内市场边界。
牛文娟强调，煤电、气电在提供配套服务方面更有优势。 储能与新能源发电的互补性意味着应鼓励储能纳入辅助服务市场。 在系统实际运行中，要引导具有调节能力的煤电机组、燃气电机组、储能机组主动提供辅助服务，保障系统电力安全供应。
当前，我国电力现货市场正处于发展的深水区，面临着艰巨的改革任务，必须找到正确的发展道路。 面对瞬息万变的市场，各主体都应该向市场求真，从瞬息万变的市场信息中找出真正的规律。
在为期1.5天的研讨会中，与会者详细讨论了电力现货市场的规则、政策、交易策略、难点和发展方向。 未来，北极星销售网还将举办电力现货市场、售电实践与营销、增量配电、绿色电力等主题的研讨会，敬请关注。