解读国家电投PPT：电力现货市场的基本原理及其带来的挑战

从计划到市场：电力现货为何要在日前出清

电力现货市场的核心逻辑，是提前一天基本确定运行日的负荷水平、机组状态和电网运行方式。课件指出，日前影响用电需求的因素基本确定，可对次日每15分钟的负荷进行较为准确的预测，形成次日全天的负荷预测曲线。风电、光伏和径流式水电在日前甚至当日预测才较为准确，机组的运行状态和设备检修计划的调整往往也以天为单位。

在电网运行方面，电网安全约束基本明确，可制定电网运行方式。课件特别提到，广东煤机占比大、启停周期长，日前运行方式奠定了电网实际运行的基础，广东日运行方式准确率达到98%。这意味着现货市场选择日前出清，不是随便挑的时间点，而是由负荷、机组和电网三方面的可预测性共同决定的。

现货市场提前一天进行，本质上是把电力电量平衡从粗略推向精细。中长期市场解决的是电量匹配问题，现货市场解决的是电力平衡问题，两者配合才能让市场出清结果既有可执行性，又能反映实时的供需紧张程度。

中长期与现货如何衔接：差价合约是核心纽带

现货市场投入运行后，中长期交易形成的合同需要附加分解电力曲线及分时价格信息。课件用一张双向差价合约示例图说明：如果中长期合同价格高于现货市场价格，买方需要向卖方支付差额；如果中长期合同价格低于现货市场价格，则卖方需要向买方支付差额。

这句话点出了现货市场结算的关键原则。课件进一步明确，后一级市场充分尊重上一级市场的交易结果，即实时市场尊重日前结果，日前市场尊重中长期合同结果。这种层层递进的结算逻辑，让市场成员可以在不同时间尺度上管理价格风险。

从交易量分配看，中长期合同锁定70%以上交易量，日前市场确定97%左右的交易量，实时市场只确定3%左右的交易量。中长期市场锁定远期价格、规避现货价格波动风险，日前市场通过集中竞争形成分时价格，实时市场则反映系统超短期的资源稀缺程度。三者分工明确，共同构成完整的电力市场体系。

节点电价：把阻塞成本精确传导到每个节点

节点电价（LMP）是现货市场价格机制的核心。课件给出的定义是：在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源工作特点的情况下，在电价节点增加单位负荷需求时的边际成本。它由三部分构成：系统能量价格、输电阻塞成本和网络损耗成本。

其中，系统能量价格是不考虑阻塞与网络的情况下、无约束最优调度的发电成本；输电阻塞成本反映输电线路阻塞对系统发电成本的影响；网络损耗成本则由于输配电价中已经考虑了网损的部分，在节点电价中可不考虑。节点电价的优势在于，将安全约束引发的阻塞费用精确传导到负荷所在节点，可以有效反映电力商品时间、空间价值。

课件还提到，国外成熟市场在发展过程中大多都由统一电价或分区电价逐渐过渡到了节点电价机制。在市场初期，发电侧采用节点电价结算，用户侧采用全省节点电价的加权平均价进行结算。这种过渡安排既保留了价格信号的引导作用，又避免了用户侧电价过于剧烈波动。

九个典型省份：现货市场规则差异一览

课件用一张对比表呈现了广东、山西、山东、甘肃、四川、蒙西、江苏、浙江、福建九个省份的现货市场规则体系。从市场模式看，九省均采用集中式，但价格机制各不相同：广东、山西、山东、甘肃均采用节点边际电价，蒙西采用节点电价/分区电价，四川采用系统边际电价，浙江采用分区边际电价，福建采用日前集中竞价加实时平衡机制。

在用户侧参与方式上，山东、四川采用报量报价，山西、甘肃、浙江采用报量不报价，蒙西、江苏、福建采用不报量不报价。新能源参与方式方面，山东采用报量报价优先出清，甘肃采用报量报价，蒙西暂不参与，浙江采用不报量不报价优先出清。

现货市场进展差异明显：山东转入正式运行，山西、甘肃、蒙西处于结算试运行阶段，广东、浙江处于调电加结算试运行阶段，江苏处于调电试运行阶段。不同省份根据自身电源结构和供需形势，选择了不同的市场模式与限价机制，这直接影响了新能源和储能的收益测算边界。

广东与蒙西：两种有代表性的市场设计

广东电力市场构建了“中长期差价合约为主+现货偏差结算为补充”全电量集中竞争、“批发+零售”一体化设计、“计划+市场”双轨运行的市场模式，发布现货市场实施方案及“1+N”规则体系。课件特别提到，广东建立起交易组织“每日开市”、结算“日清月结”、档案和电量管理“日核日固”、风险控制“逐日盯市”、网络安全“全时维护”等5个全年365天运转的业务模式。

蒙西电力市场则展现出不同的创新路径。课件指出，蒙西是国内首个未设计日前市场、而是采用“日前预出清+实时市场”相结合的现货市场；首次采用由用户侧节点电价形成用户侧分区结算价格；完整使用“现货全电量+中长期差价”的集中式结算机制。蒙西还推动发电侧各类电源包括新能源全部无差别公平参与市场，并将居民农业、电网代理购电、外送电全面纳入现货市场结算。

在限价机制上，两地差异显著。广东现货申报下限为0、上限根据燃煤成本每周动态调整，出清下限为0、上限为1500，2023年全年达上限时长1小时、达下限时长197.75小时。蒙西现货申报下限为0、上限为1500，出清下限未设置、上限为5180，大幅放开电力现货市场限价，不再设立调峰辅助服务。

新能源大规模入市：边际电价下降与消纳挑战

课件指出，在新型电力系统中，由于接入了高比例的新能源，火电发电比例明显降低。由于新能源的边际成本很低，未来现货市场竞价空间减小，基于报价排序会导致市场边际价格大幅下降。2024年第一季度，可再生能源比例较高的加州电力市场有6.6%的实时时段出现了零价和负价；2024年4月德国现货市场也出现了50个小时的负电价，价格最低时超过负0.05欧元/千瓦时。我国的山东省也在2023年五一期间出现了连续22个小时的负电价。

在消纳方面，课件指出电网将不再承担全额收购的义务，仅承担保障性收购电量部分的全额收购即可。新能源消纳方式由电网公司“统购统销”转变为电网企业、售电企业、电力用户等多市场成员协同消纳。可再生能源会有更多的电量参与市场化交易，传统新能源投资收益测算边界随着市场化交易电量、电价而变得不确定。

分布式新能源入市也在加速推进。截至2024年6月底，全国光伏发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长52%，其中分布式光伏3.1亿千瓦。分布式光伏的爆发性增长导致多地出现接入红区，消纳问题日益严峻。河南9至16时限制分布式光伏上网，山东2023年五一连续22小时负电价，都反映出分布式新能源入市的紧迫性。

应对思路：从预测技术到虚拟电厂运营策略

面对新能源入市带来的挑战，课件提出了一套系统的应对思路。首先是研究市场政策，把握市场机会，包括电力现货市场政策、分布式资源聚合政策、虚拟电厂交易规则、绿电交易规则等。课件梳理了2021年至2023年绿电交易政策的演进脉络，从《绿色电力交易试点工作方案》到《绿色电力交易实施细则（修订稿）》，绿电交易机制逐步完善。

在技术层面，课件建议研究电力预测方法和电价预测方法。针对不同场景和不同规模的预测需求，构建基于XGBoost、LightGBM、深度神经网络等多种先进的人工智能预测模型和预测特征库。针对各省份电力现货市场，基于XGBoost、LSTM和Informer等构建日前电价预测模型和实时电价预测模型。

在运营策略层面，课件提出研究虚拟电厂运营策略、分布式资源联合优化运营策略以及新能源配储运营策略。基于在线策略的深度强化学习AI算法实现对市场环境的动态感知和判断，通过高精度的预测算法减少申报偏差，通过在线策略学习方法实现对市场复盘和交易策略改进。研究不同地区虚拟电厂从资源聚合、电网并网、用户接入、测试接入、分析预测、申报执行、出清结算的全链路业务流程，是保障市场收益的关键。

课件披露了广东电力市场2023年的核心运行数据。截至2023年底，广东电网统调装机容量1.93亿千瓦，同比增长12.7%，属于省间交易的受端省份。2023年广东省全社会用电量达8502亿千瓦时，同比增长8.0%；最高统调负荷1.45亿千瓦，同比增长2.1%。 从供需形势看，平均供需比1.79，整体较为宽松，但单日最小供需比1.18，最大供需比3.26，说明日内供需波动仍然显著。发电侧HHI处于1033至1276之间，平均值1156，属于低集中寡占型市场结构；用电侧HHI处于509至573之间，平均值518，属于竞争型市场结构。 这组数据对理解广东现货市场价格形成机制很重要。发电侧集中度相对较高，意味着少数大机组对市场价格有一定影响力；用电侧高度分散，则有利于形成竞争性的需求响应。广东作为受端省份，省间交易通道的可用容量也会影响省内供需平衡和现货价格走势。

课件引用了国家能源局发布的辅助服务费用数据。2023年上半年，我国电力辅助服务费用为278亿元，占上网电费的比例为1.9%。对比2019年上半年的130亿元，年均复合增长率达到20.86%，显著高于全社会用电量增速。 从费用构成看，调峰补偿167亿元，占比60.0%，对比2019年上半年调峰费用的50亿元，补偿规模的增长也催生了火电灵活性改造需求。调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从服务提供主体看，火电企业获得的补偿为254亿元，占总费用的91.4%。 这组数据说明，火电机组在新型电力系统中正从电量提供主体转变为调节资源提供主体。随着新能源装机占比提升，辅助服务费用规模预计将继续增长，火电企业的收益结构也将随之调整，调峰、调频和备用等辅助服务收入的重要性将进一步上升。