电力现货市场新能源交易决策

让每①度电更经济Magnify

theeconomicvolueof

everyHWH■电力现货市场新能源交易决策1

个1目录Contents01.

新能源现货策略制定基础-广西新能源交易案例02.

新能源交易策略制定要点总结03.

河北南网新能源交易基本情况04.

新疆省新能源交易基本情况让每①度

电更经济Mognify

the

ecanomic

value

ofevery

KWH1新能源现货策略制定基础-广西新能源交易案例批发市场电力现货市场零售市场辅助服务市场包括调频市场，具备条件时推动正备用、一次

调频等辅助服务品种以市场化方式开展交易。双边协商集中交易日前市场实时市场中长期市场现货市场电力现货市场构成售电公司与零售用户之间开展电力交易的市场。以电能量为交易标的物的市场。电力辅助服务市场北京清能互联科技有限公司

Beijing

TsIntergy

TechnologyCo.,Ltd.电能量市场分电源类型历史装机容量趋势(占比)分电源类型历史装机容量趋势一广西火电装机容量80%-一

广西风电装机容量300002500040%2000020%150001000050000■广西水电装机容量■广西火电装机容量

■广西核电装机容量■广西光伏装机容量

■广西风电装机容量2021年7

022年2月●

截至2024年12月底，广西统调装机(不含龙滩及境外)

7284.5万kW。●

煤电虽为广西第一大电源，但在新能源装机的迅猛增长下，火电、水电装机

的比重总体呈现下降趋势。●

新能源累计装机占比达41.68%,

结合调电披露信息，2025年底新能源装机

占比约达到49%左右。●

在2024年发电结构中，煤电、水电、核电、风电在广西电力供给中的发电量占比高，其中煤电、水电起到较大的支撑性作用。700[29.42%60022.52%40014.78%14.56%30010.31%2004.60%2.42%0.32%0%-100-200谷光伏机组的高装机、

低发电特征2024年广西电网公司统调发受电量风电24.73%水电，18.22%广西电力供给情况光伏16.95%生物质1.83%储

能3.25%电源装机40000

一广西水电装机容量发电结构统调电源装机(截止2024年12月)■燃煤■燃气■核电■水电■风电■光伏■生物质■储能35%30%25%20%15%10%5%北京清能互联科技有限公司

BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.核电，6.24%燃气，0.66%25年装机规划4.29%

2.05%一广西核电装机容量一

广西光伏装机容量-5%-10%燃煤，28.14%2024年1

024年6月2021年2月2024年11月分布式能源2023年2月2020年2月2020年7月2019年7月2024年6月2021年2月2023年7月2022年2月2025年4月2024年1月2022年7月2

0

24

年

1

1

月2

0

1

9

年

7

月2

0

2

2

年

7

月2020年7月单位

:MW202

1年

7

月2

01

9

年

2

月-5.28%35000亿

k

W

h1005002025年9月占

比

:%100%60%-100%80%60%20%40%0%0%●

广

西电

网

地

市

级

及以

上电

力

调

度

机

构

调

管的

集

中

式

风

电(

不

含

海

上

风电

项目

，

下

同

)、

集

中

式

光

伏

发

电

企业

全

电

量

参

与

市

场

化

交

易，

新

能

源

实

际

上

网

电

量

与

中

长

期

电

量

之

差

按

照

现

货

节

点

电

价

进

行

偏

差

结

算

。R新能源=R中长期+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核全电量其中，R中长期+R日前+R

实时=Q

中长期×P中长期+(Q

日前-Q

中长期)

实时=Q

中长期×(P

中长期-P日前)+Q

日前其中，Q日前×(P日前-P实时)为新能源现货策略制定的核心公式，根据P日前、P实时的大小关系，来决定套利方向；绝对值的大小，来决定套利的风险和机会。

Q

中长期×(P中长期-P日前),为新能源中长期策略制定的核心公式，根据P日前、P中长

期的大小关系，来决定套利方向；绝对值的大小，来决定套利的风险和机会。算

例

1

:

假

设A

电厂某小时的中长期合约电量为1000兆瓦时，P

中长期

=3

4

0元

/兆瓦时

；日前出清电量11

0

0兆

瓦

时

，P

日

前

=

3

3

0

元

/

兆瓦时；P实时=320元/兆瓦时，实际上网电量1200兆瓦时。RA=1000*340+(1100-1000)*330+(1200-1100)*320新能源入市规则——广西北京清能互联科技有限公司BeijingTslntergyTechnology

Co.,Ltd.

广

西电网

地

市

级

及以

上电

力

调

度

机

构

调

管

的

集中

式

风

电(

不

含

海

上

风电

项目，

下

同

)、

集中

式

光

伏

发

电

企业

全

电

量

参

与

市

场

化

交

易，

新

能

源

实

际

上

网

电

量

与中

长

期

电

量

之

差

按

照

现

货

节

点

电

价

进

行

偏

差

结

算

。R新能源=R中长期+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核中长期电量发电侧中长期交易偏差收益回收①当中

长

期

交

易当

月

交

易

电

量

<

其

月

度

实

际

结

算

市

场

电

量

的K₁时(K₁=0.9,h₁=0.5):

C发电中长期偏差收益=max[0,(

Q

月度实际结算×K₁-Q中长期交易月度合计)]×P度电回收价格

P

度电回收价格=max[0,(P日前市场月度加权平均综合电价-P中长期交易月度合计)]×h₁。②当中长期交易当月交易电量>其月度实际结算市场电量的K₂时

(K₂=1.1,h₂=0):C发电中长期偏差收益=(Q中长期交易月度合计-Q

月度实际结算×K₂)×P度电回收价格P度电回收价格=max[0,(P中长期交易月度合计-P日前市场月度加权平均综合电价)]×h₂从

h₁、h₂可

看

出

，

该

项

超

额

收

益

部

分

的

0

.

5

倍

进

行

回

收

，

存

在

套

利

空

间

。注意中长期交易月度合计为当月全体发电侧中长

期交易月度电量的加权平均价格；日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月内该交易单元所有节点电价按对应时段实际上网电量占比进行加权的计算值；当结算试运行周期发电企业交易单元的总市场电量为0时，采用发电侧日前市

场月度加权平均综合电价开展该交易单

元的发电侧中长期交易偏差收益回收电

费

计

算

。新能源入市规则——广西北京清能互联科技有限公司

Beijing

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Co.,Ltd.●

广

西

电

网

地

市

级

及

以

上

电

力

调

度

机

构

调

管

的

集

中

式

风

电

(

不

含

海

上

风

电

项

目

，

下

同

)

、

集

中

式

光

伏

发

电

企业全

电量参

与

市

场

化

交

易

，

新

能

源

实

际

上

网

电

量

与

中

长

期

电

量

之

差

按

照

现

货

节

点

电

价

进

行

偏

差

结

算。R新能源=R中长期+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核中长期电量情景

一

：当中长期交易当月交易电量大于其月度实际结算市场电量的K₂

时

(K₂=1.1,h₂=0)算例：某发电企业结算试运行期间总中长期电量为120兆瓦时，实际用电量100兆瓦时，P中长期交易月度合计=340元/兆瓦时，P日前市场月度加权平均综合电价=330元/兆瓦时。计算过程

：P

度电考核价格=max[0,(P中长期交易月度合计-P日前市场月度加权平均综合电价)]×h₂=max[0,(340-330)]×0=0元/兆瓦时C

用电中

长

期

偏

差

收

益

=

(Q

中长期交易月度合计-

Q

月度实际结算×K₂)×P

度电考核价格=(120

-

100*1

.

1)*0=0元情景二：当中长期交易当月交易电量小于其月度实际结算市场电量的K₁时

(K₁=0.9,h₁=0.5)算例：某发电企业结算试运行期间总中长期电量为80兆瓦时，实际上网电量100兆瓦时，

P

中长期交易月度合计=340元/兆瓦时，P日前市场月度加权平均综合电价=350元/兆瓦时。计算过程

：P度电考核价格=max[0,(P

日前市场月度加权平均综合电价-P中长期交易月度合计)]×h₁=max[0,(350-340)]×0.5=5元/兆瓦时C

用电中长期偏差收益

=max[0,(Q月度实际结算×K₁-Q中长期交易月度合计)]×P

度电考核价格=元新能源入市规则——广西北京清能互联科技有限公司

Beijing

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Co.,Ltd.●广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电(不含海上风电项目，下同)、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。R新能源=R中长期+R日

前

+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核现货偏差电量>

偏差结算：

新能源场站以报量报价的方式参与现货市场。日前出清电量与中长期电量之差，按节点日前电价结算；实际上网电量与日前出清电量之差，按节点实时电价结算。>

新能源日前实时偏差收益回收：实时偏差电量超过允许范围之外的电量部分，以节点日前、实时价格之差按小时计算新能源日前实时偏差费用。

→

实

际

未

执

行》当Q申报，t>Q

实时，t×(1+λ0),

且

P日前统一，t>P

实时统一，t时

，C=

∑

[Q申报，t-Q

实时，t×(1+λ0)]×(P

日前统一，t-P实时统一，t);》

当

Q申报，t<Q

实时，t×(1-λ0),

且

P日前统一，t<P

实时统一，t时

，C=∑

[(Q

实时，t×(1-λ0)-Q申报，t]×(P

实时统一，t-P

日前统一，t);新能源入市规则—

—广西北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.考核

。场站类型风电光伏考核项目

要

求日前功率预测考核

≥60%实时功率预测考核

≥65%

日前功率预测考核

≥65%

实时功率预测考核

≥70%考核电量每降低一个百分点

按当月装机容量×1h每降低一个百分点

按当月装机容量×1hR新能源=R中长期+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核现货偏差电量●

广

西电

网

地

市

级

及以

上电

力

调

度

机

构

调

管的

集

中

式

风

电(

不

含

海

上

风电

项目，

下

同

)

、

集

中

式

光

伏

发

电

企业

全

电

量

参

与

市

场

化

交

易，

新

能

源

实

际

上

网

电

量

与

中

长

期

电

量

之

差

按

照

现

货

节

点

电

价

进

行

偏

差

结

算

。实时发电

计

划

偏

差

考

核

：

新能

源

场站

在

出

力

限

制

时

段的

实

际

发

电

出

力

曲

线

与

实

时

发

电

计

划曲

线

之

间的

偏

差，

按

照“两个细则”考核。新能源功率预测偏差考核

：

现货市场运行期间

，

新能源场站暂按照

“

两个细则

”

新能源场站预测偏差考核条款执行新能源入市规则—

—广西北京清能互联科技有限公司BeijingTslntergyTechnology

Co.,Ltd.R新能源=R中长期+R日

前

+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核政府授权合约机制>新能源发电企业结算费用由市场化结算费用和政府授权合约差价费用相加组成。

市场化结算费用按照广西电力市场相关规则执行，政府授权合约差价费用按月结算。新能源发电政府授权合约价格分为绿电政府授权合约价格(以下简称绿电合约价格)和常规电能量政府授权合约价格(以下简称常规合约价格),按年确定。合约价格：经与区内新能源发电企业充分研究协商，绿电合约价格为375元/兆瓦时，常规合约价格为360元/兆瓦时

。执行电量：各交易单元执行电量为该交易单元的全部上网电量。对标价格：全月连续结算试运行期间，常规对标价格按照标的月正向交易均价×K₁+

标的月所有发电企业现货市场加权均价×

(1-

K₁)执行，绿电对标价格按照标的月批发交易用户绿电交易计划(含绿证价格)的加权平均价格执

行

。K₁取值0

.9。●

广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电(不含海上风电项目，下同)、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。新能源入市规则——广西北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.R新能源=R中长期+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核政府授权合约机制绿电合约差价费用：》当绿电对标价格≥绿电合约价格×(1+k

上)时，绿电合约差价费用=该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量×[绿电合约价格×(1+k

上)-绿电对标价格]。”

当绿电对标价格<绿电合约价格×(1-

k

下)时，绿电合约差价费用=该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量×[绿电合约价格×(1-

k下)-绿电对标价格]。》其他情况，绿电合约差价费用为0。常规合约差价费用：当常规对标价格≥常规合约价格×(1+k

上)时，常规合约差价费用=(执行电量-该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量)×[常规合约价格×(1+k

上)-常规对标价格]。当常规对标价格<常规合约价格×(1-k

下)时，常规合约差价费用=(执行电量-该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量)×[常规合约价格×(1-

k

下)-常规对标价格]。其他情况，常规合约差价费用为0。

新能源发电上下浮动系数：k

上

暂

定

为

0

,k下暂定为0

.

1。

广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电(不含海上风电项目，下同)、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。新能源入市规则——广西北京清能互联科技有限公司

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TechnologyCo.,Ltd.市场运行费用系统运行补偿费用启动补偿费用机组限低考核电费机组日内临时非计划停运偏差费用返还发电侧中长期交易偏差考核电费用户侧中长期交易偏差考核电费用户偏差收益回收电费跨区跨省省间收益调节电费市场发用电量不平衡偏差电费跨区跨省交易偏差电量区内损益跨区跨省不平衡资金市场阻塞盈余退补联动电费分摊分享费用运行补偿分摊电费(用)发电侧中长期交易偏差考核分摊电费(用)用户侧中长期交易偏差考核分摊电费(发)用户偏差收益回收分摊电费(用)跨区跨省省间收益调节分摊电费(发)市场发用电量不平衡偏差分摊电费(发或用)跨区跨省交易偏差电量区内损益分摊电费(发)跨区跨省不平衡资金分摊电费(发)市场阻塞盈余分摊电费(发)退补联动电费分摊电费(发和用)补偿类考核与调节类市场类新能源入市规则—

—广西北京清能互联科技有限公司

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TechnologyCo.,Ltd.全省气象分析全网功率预测阻塞分析实时边界和日前边界偏差判断风电场站功率预测准确性评估光伏根据以上的条件进行策略制定

策略制定省调新能源交易复盘联络线在线机组容量火电报价用户侧报价新能源主动套利新能源容量损失极端天气影响基数分解预测现货交易分析逻辑新能源现货交易分析逻辑ops复盘结算清单复盘报量报价报量不报价北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.场站气象分析场站功率预测日前边界判断现货交易爬坡资源D

日新能源出力预测(平台公布)1200010000800060004000200006:1508:1510:1512:1514:1516:15

18:15一

风电(MW)

一

光

伏(MW)新能源现货策略制定流程

省内现货交易省内现货交易第一步：全省风光出力水平评估基于全省时序分布的风、光、雨

雪等

气象

资源情

况

，

校核

交

易

中

心公布

的

全

网

风

电及光伏

出

力

预测

的准确度。全网风光出力预测全网气象分析北京清能互联科技有限公司

Beijing

TsIntergy

Technology

Co.,Ltd.00:15

02:15

04:1520:1522:15——基于场站局部时序分布的气象资源情况和近期运行情况，进行场站功率预测水平评估，包括场站历史预测准确度的分析与场站功率预测偏差分析，通过不同风光资源水平下，场站功率预测的偏差规律，进而对场站原始功率预测进

行修偏。场站气象分析

场站出力预测新能源现货策略制定流程

省内现货交易省内现货交易第二步：场站功率预测评估北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.——一

原始功率预测/实际出力

一

区间曲线原始功率预测/实际出力2.521.51.150.54.5-5

5-5.5

5.5-6

6-6.56.5-77-7.57.5-88-8.58.5-9在可利用小时数较低的时候，预测波动性较大；可利用小时数在4小时以下，预测普遍偏高于实际；可利用小时数在4小时以上，预测与实际更为接近。经多场站评估，各光伏场站预测水平基本一致，无大幅度偏差。全网和场站的功率预测评估光

伏：北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.全网和场站的功率预测评估光

伏

：D-2日光伏最大值偏差分析30.501500-20002500-30003500-40004500-50005500-60006500-70007500-80008500-90001000-15002000-25003000-35004000-45005000-55006000-65007000-75008000-8500>9000总

结

：1.D-2

日光伏出力预测总体

来看偏高；2.阴

天D-2

日光伏出力预测

大概率是预测偏高的；3.多云天D-2日光伏出力预

测偏差浮动较大；4.总体来说，晴天D-2

日光

伏出力预较为准确北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.2.521.5D-2

日原始功率一

区间曲线原始功率预测/实际出力54321.15010%-20%20%-30%30%-40%40%-50%50%-60%60%-70%70%-80%80%-90%90%-100%①实际负荷率区间(%)在10%-30%负荷以下，预测波动性极大，且预测普遍偏高于实际；30%-40%负荷预测普遍偏低于实际负荷，预测系数波动性降低，且逐渐接近于1;40

-

60%负荷以上负荷预测预测波动性降低，且预测偏低与实际。经多场站评估，各风电场站的预测系数均收敛于1,但收敛过程差异较大。全网和场站的功率预测评估风

电

：北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.整体上看，出力在5000MW

以

下，出力越低，

D-2

日的预测

偏差越大，且为预测偏高趋势；

出力在8000MW以

上

，D-2

日的预测偏差较小。全网和场站的功率预测评估三北京请能互联科技有限公司风

电

：新能源现货策略制定流程

省内现货交易省内现货交易第三步：现货电价预测分析通过分析并预测市场供需情况，并结合近期市场行情情况，进行策略日的现货价格预测，并形成各个时段的预测出

清价格，作为现货交易策略制定的价格基准。气温/气候工业限产节假日保供特殊社会事件影响等受端省份供需情况本省供需情况外送通道容量限制国际煤炭价格国内政策限价安全限产等机组检修必开必停装机容量的变化风、光、水资源极端天气覆冰覆雪煤炭市场火电供给新能源供给省内用电负荷外送负荷电力现货市场出清电价电力供需平衡北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.——竞价空间

省调负荷

联络线计划

新能源出力省内用电总需求

省外需求或供应新能源发电在电力现货市场中，

一般来说用电侧和新能源电厂处于价格的被动接受方，火电厂是实质上的价格垄断方，因此供需水平对价格的影响主要体现在火电竞价空间。包含风电、光电、水电等送端省份为正受端省份为负竞价空间北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.D-2预测的D日全网日前价格预测的偏差分析和修正1、新能源容量损失分析如遭遇极端天气(如低温降雪)时，风电和光伏容量可能受损，

若D-2

日预测功率未考虑受损进行预测，那么在D-1

预测时，会

大幅下降。2、根据气象信息和容量损失，修正新能源负荷，进一步对预测

价格进行校核和适量修正3、市场主体套利行为分析4、市场报价分析新能源整体出力水平较低时，火电会提升报价套利，整体日前价

格均会提升，尤其在预见到未来新能源出力持续性走低，火电联

盟提升报价的影响更为显著。5、省调负荷、总加联络线计划通过系统观察近期趋势和对比6、近期节点阻塞情况；5004504003503002502001501005000:1502:1504:1506:1508:1510:1512:1514:1516:1518:1520:1522:151,20090060030gMW0.000

20,000

30,000

40,000拟合曲线□查看调控后价格需供比新能源出力2025-04-012025-04-022025-04-032025-04-042025-04-052025-04-06·

21◀1/2▶

元/MWh1,500日前价格分析日前价格-预测/MWh竞价空间

日前实时价差分析D日全网日前实时价差分析1、

实时新能源出力情况；2、实时省调负荷情况；3、

实时总加联络线计划情况；4、市场主体套利行为；5、

高峰期机组爬坡资源情况；6、近期节点阻塞情况；场站数据分析电

价：元

/

M

W

h1,4001,2001,000800600400200一日前全网电价实时全网电价一

预

测

日

前

全

网

电

价

一

日

前

节

点

电

价一

实

时

节点电

价0

日前实时价差分析(边界差异分析)

新能源边界预测偏差历史趋势(日前和实时)偏差值(MW)1,5001,000500-500-1,000-1,500其他考虑因素：1、不同区域的光伏出力情况；2、不同时刻点的光伏出力情况(与云量相关)偏差值(MW)6,0004,0002,000-2,000-4,000光

伏

：出力|MW)

少云天气10,000

日前普遍偏低8,0006,0004,0002,000风

电

：出力MW)10,0008,0006,0004,0002,000其他考虑因素：1、不同区域的风电出力情况；2、不同时刻点的风电出力情况(与气温相关)中风天气波动偏差偏差有缩小的趋势晴天树多云天气负

偏

差日前普遍偏高

7784.877晴天、少云、多云天气

波动偏差少云、多云天气

较准确，波动偏差小风天气

较准确

偏差不大大风天气日前普遍偏低中

风

天

气

波动偏差日前偏低的概率较大9395,108一

光

伏发电

-

日前18s.36风

力

发电-

实时风

力

发电-

日

前出

力

(

M

W

)

波动偏差周末偏高明显普遍偏高

省调负荷-实时一正编差

周末整偏高明显波动偏差35,00030,00025,00020,00015,00010,0005,000偏高概率较大较准确较准确0偏差值(MW)丛偏差现象有集中性，与季节、气温和节假日等相关，需要核实每天的各项外界因素，且调度预测模型存在学习调优的功能。2、实时省调直接预判积累历史数据经验后，在D日的预测环境下，选定历史基准日，在该基准日上进行实时省调负荷的偏移预判，如考虑以下因素：气温：影响供暖、制冷，从而影响省调负荷；节假日：省调预测准确性低于工作日，且有一般性趋势规律；日前实时价差分析(边界差异分析)实时省调负荷：1、预测偏差历史趋势(日前和实时)北京清能互联科技有限公司

Beijing

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Co.,Ltd.26388:34

日前实时价差分析(实时市场特殊性)爬坡资源情况：右图为竞价空间-价格散点关系图，可以看出1、实时散点关系在低价段，容易发生下跳变，即相同竞价空间下，实时价格

低于日前价格，主要发生在凌晨和午间；2、实时散点关系在高价段，容易发生上跳变，即相同竞价空间下，实时价格

高于日前价格，主要发生在晚高峰。3、价格300-500元/MWh之间，日前和实时的散点关系较为吻合。

符合高峰期间爬坡资源受限的情况。在策略制定中，早晚高峰需要结合预测的竞价空间和新能源出力，判断实时价

格跳变的可能性。近期节点阻塞情况：通过节点价格和全网价格的对比，可以判断阻塞情况。150014001300120011001000800700600500400300200100100001250015000175002000022500250002750030000场站数据分析日前全网电价预测日前全网电价电价：元/MWh1,4001,2001,000800600200日前实时价格对比○统一出清价格-曰前●实时价格分段-凌晨●实时价格分段-早高峰◎实时价格分段午间

●实时价格分段-晚高峰实时价格分段-夜间

1500QQ0DOocco00810000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

27500

30000

竞价空间MW日前实时价格对比o

统一出清价格-曰前●实时价格分段-凌晨◎实时价格分段-早高峰◎实时价格分段午间●实时价格分段-晚高峰●实时价格分段-夜间900800700600500400300200100北京清能互联科技有限公司

BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.14001300120011001000一

日前节点电价价格元/MWh竞价空间MW实时节点电价价

格

元

/

M

W

h新能源现货策略制定流程

省内现货交易省内现货交易第四步：现货交易策略制定以现货电能量收益、运营费用及考核费用加总起来的总收益最大化为目标，在价格预测等决策边界条件及新能源超额获利回收、双细则考核等约束条件下，对96点原始功率预测曲线、96点交易曲线分别进行调整，并进行申报。方案内容◎添加方案预期度电收入

较修正前增幅-8.24元

个65.242%方案管理场站方案收益汇总·短期预测功率调整修正曲线上限：重置

申报策略推荐申报策略参数维护曲线修正应

用

至编

辑

算法未执行一(修正前》短期功率预赔(修正后)短期功率预购电

力

(MW)电价(元/MWh

)01:0001:4502:30

03:1504.0004:4505:3006.1507:0007>4508:3009:1510:0013:45一14:30一

17:3018:1519:00

20-3021:15

22:00北京清能互联科技有限公司

BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.——假设某光伏场站额定出力为80MW,

原始功率预测无偏差，基数分解系数如右图所示。分别选取两种典型场景，在不同报价方案下，进行基数、

日前及实时的中标分析和结算分析。口

两种典型价格场景：1.风光大发，日前实时价格午间长时段0价格；2.风光小发，日前实时午间均高于0价格。口不同的报价方案：1.采用三段报价，全电能量段底价申报；|2.采用三段报价，部分电能量段非底价申报。1.20.80.60.4

0.2新能源“报量报价”模式的算例说明

新能源交易分析逻辑

针对场站进行策略的制定原始短期功率预测—实际出力假定基数分解系数07:4508:3009:1510:0010:4511:3012:1513:0013:4514:3015:1516:0016:4517:3018:1519:0019:4520:30假定日前功率预测与实际出力00:1501:0001:4502:3003:1504:0004:4519:4520:3021:1522:0022:4523:3003:1504:0004:4505:3006:1507:0000:1501:0001:4502:3021:1522:0022:4523:3016:0016:4517:30三

北京请能互联科技有限公司08:3009:1510:0005:3006:1513:4514:3007:4507:0010:4511:3013:0019:00——12:1515:1518:15谷段日前价格≈0<实时价格日前实时中标情况(非底价申报方案)160014001200501000408003060020400200基数电力

—

日前出清电价

—

日内出清电价原始短期功率预测一日前中标

实际中标日前实时中标情况(底价申报方案)160014001200501000408003060020400200日内出清电价

实际中标方案类型申报方案方案测算分段量报价类型费量价非底价申报

方案段1500基数38368.39115.567332.00段26010日前27315.82346.10478.92段38030实时9245.3135.255262.24合计74929.52496.926150.79底价申报方

案段1500基数40349.20121.534332.00段2600日前27474.50375.39273.19段3800实时0.000.000#DIV/0!合计67823.70496.926136.49非底价方案-底价方案7105.820.00014.301.非底价申报方案下，由于部分电能量报非0价格，进行日前实时价差套

利，非底价申报方案对比底价申报方案，总电费提升7105.82

元，度电

费用提升14.30元/MWh;2.非底价申报方案下，通过将报价卡在谷段日前最低价与实时最低价之间，

日前市场产生限电，实时市场不限电；场景1

风光大发，日前实时价格午间长时段0价格

新能源交易分析逻辑——针对场站进行策略的制定北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.基数电力原始短期功率预测日前出清电价

一日前中标7060601010谷段实时价格≈0<日前价格方案类型申报方案方案测算分段量报价类型费量价非底价申报

方案段1500基数40349.20121.534332.00段26010日前106398.07375.392283.43段38030实时-181.30-35.2555.14合计146565.97461.671317.47底价申报方

案段1500基数40349.20121.534332.00段2600日前106398.07375.392283.43段3800实时0.000.000#DIV/0!合计146747.27496.926295.31非底价方案-底价方案-181.30-35.25522.161.非底价申报方案下，由于部分电能量报非0价格，进行日前实时价差套

利，同时也导致了实时产生了限电，非底价申报方案对比底价申报方案，

总电费降低了181.3元，度电费用提升22.16元/MWh;2.非底价申报方案下，实时产生了限电，总限电量为35.255

MWh,

假定平均以100

元/MWh作为场站的度电补贴，由于限电导致的补贴机会成本的损失为3525.5

元；场景1

风光大发，日前实时价格午间长时段0价格

新能源交易分析逻辑——针对场站进行策略的制定北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.日前实时中标情况(非底价申报)120010005080040600304002020010■基数电力

日

前

出

清

电

价

日内出清电价原始短期功率预测

日前中标

实际中标日前实时中标情况(底价申报)120060100050800406003040020200日内出清电价

实际中标方案类型申报方案方案测算分段量报价类型费量价非底价申报

方案段1550基数39437.44118.787332.00段260260日前109496.09353.435309.81段380270实时7504.2024.703303.77合计156437.73496.926314.81底价申报方案段1550基数40349.20121.534332.00段2600日前115058.06375.392306.50段3800实时0.000.000#DIV/0!合计155407.26496.926312.74非底价方案-底价方案1030.480.0002.071.非底价申报方案下，由于部分电能量报非0价格，进行日前实时价差套

利，非底价申报方案对比底价申报方案，总电费提升1030.48

元，度电

费用提升2.07元/MWh;2.非底价申报方案下，通过将报价卡在谷段日前最低价与实时最低价之间，

日前市场产生限电，实时市场不限电；场景2

风光小发，日前实时价格午间均高于0价格

新能源交易分析逻辑——针对场站进行策略的制定0<谷段日前价格<实时价格北京清能互联科技有限公司

BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.原始短期功率预测一日前出清电价—

日

前

中

标■基数电力706010日前实时中标情况(非底价申报)1200100050800406003040020200基数电力原始短期功率预测日前实时中标情况(底价申报)70605080040600304002020010基数电力原始短期功率预测方案类型申报方案方案测算分段量报价类型费量价非底价申报方案(卡中

)段1550基数40349.20121.534332.00段260260日前128613.09375.392342.61段380270实时-6259.27-24.703253.38合计162703.02472.223344.55底价申报方

案段1550基数40349.20121.534332.00段2600日前128613.09375.392342.61段3800实时0.000.000#DIV/0!合计168962.29496.926340.02非底价方案-底价方案-6259.27-24.7034.531.非底价申报方案下，由于部分电能量报非0价格，进行日前实时价差套

利，同时也导致了实时产生了限电，非底价申报方案对比底价申报方案，

总电费降低了6259.27元，度电费用提升4.53元/MW

h;2.非底价申报方案下，实时产生了限电，总限电量为24.703

MWh,假定平均以100元/MWh

作为场站的度电补贴，由于限电导致的补贴机会成本的损失为2470.3元；场景2

风光小发，日前实时价格午间均高于0价格

新能源交易分析逻辑——针对场站进行策略的制定0<谷段实时价格<日前价格北京清能互联科技有限公司

BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.日前出清电价

一

日前中标日前出清电价一日前中标日内出清电价

实际中标日内出清电价

实际中标1200100010■“报量报价”的模式，采用底价申报方案，中标电量不受报价影响，等同于“报量不报价”的模式；■“报量报价”的模式，采用非底价申报方案，新能源出力中等偏上的运行日新能源大发新能源小发■“报量报价”的模式应用于某些运行日场景下，通过申报量价，相对于“报量不报价”的模式，可更灵活地调整现货低价时段的电能量收益空间，达到进一步提升总收益空间的目的。日前实时午间时段价格都高于0价格，

采用部分电能量申报稍高于0价格的报

价方式，使得全天电能量中标中低于

报价的电能量成分降低，从而带来度

电费用的增加，但是同时也可能产生

较高电能量价值部分的电量弃限，带

来低于报价部分未中标电能量部分的

电费机会成本的损失与补贴机会成本

的

损

失；实时午间时段可能出现长时段的0价格，

采用部分电能量申报稍高于0价格的报

价方式，使得全天电能量中标中0价格

电能量成分降低，从而带来度电费用的

增

加，但是同时也可能产生较高比例的

限

电，带来较大补贴机会成本的损失及

较大总电费的损失；实时午间时段刚好不出现0价格或者短

时段出现0价格的情况下，通过采用部

分电能量申报稍高于0价格的报价方式，

可能产生实时不限电或者少量限电的出清情况，同时带来较小补贴机会成

本的损失、总电费的增加及度电费用

的

增

加；新能源“报量报价”模式的总结新能源交易分析逻辑——针对场站进行策略的制定北京清能互联科技有限公司

Beijing

Tslntergy

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Ca.,Ltd.竞

价

空

间◎日前基本面数据更新时间为：2025-08-2211:59广兖价空司-日前

广竞价空间-实时兖价空-预测广兖价空间(预则)-实时出力

(MW)15,00010,000500

0N-5,0002025-07-01000

2025-07-020245

2025-07-0305:302025-07-040B:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:302025-07-0819:152025-07-0922002025-07-1100452025-07-1203:302025-07-1306:152025-07-1409:002025-07-1511:452025-07-1717:15统调负荷

◎日前基本面数据更新时间为：2025-08-2211:59出力(MW)36,00033,00030,00027,00024,0002023-07-0100202507-0202452025-07-030=302025-07-0408:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:30

2025-07-0819:152025-07-0922:002025-07-1100452025-07-1203:30

2025-07-1306:152025-07-1409:002025-07-151145

2025-07-1614新能源负荷

◎日前基本面数据更新时间为：2025-08-2211:59广

新能源负荷-日前广新能源负荷-实时广新能源负荷-预测广新能源负荷(预)-实时出力

(MW)12,0009,0006,0003,000202587-01000

2025-07-020245

2025-07-0305302025-07-0408:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:302025-07-0819:152025-07-0922:002025-07-110045

2025-07-

1203:30

2025-07-

1306:15

2025-07-

1409:00

2025-07-1511:45

新能源交易分析逻辑——案例◆广西某风电场2025年7月17日交易策略为例-事前分析北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.新能源交易分析逻辑——案例◆广西某风电场2025年7月17日交易策略为例-事前分析阻

塞

分

析

对

比

分

析选

择

日

期

：2025-07-01至2025-07-14×时间

颗

粒

度：96

全

部区

域

：

广

西

节点名称：朝阳变电站.220kV#1母线v最大值(元/MWh)

Max最小值(元/MWh)

Min平

均

值

(

元

/

M

W

h

)

Avg日

前实

时

日

前

实

时日

前

实

时341.80

1,125.000.000.00152.04118.43·

节

点

价

差

分

析

0

价

差

=

实

时

节

点电

价

-日

前

节

点电

价元

/

M

W

h

一朝阳变电站

.

220kV#1母线-

日前

一

鹕阳变电站220kV#1母线-

实时

■正偏差

画

造1,2001,000800600400-200400600-800-1,0002025-07-0100:002025-07-0203:002025-07-0306:002025-07-0409:002025-07-0512:002025-07-0615:002025-07-0718:02025-07-0821:02025-07-1000:02025-07-1103:002025-07-1206:002025-07-1309:002025-07-1412:002025-07-0100:002025-07-0203:002025-07-0306:002025-07-0409:002025-07-0512:00

2025-07-0615:00·

全网

-

节点价差分析

价差=区域节点均价

-

节点电价元

/

M

W

h4002002025-07-0718:002025-07-0821:00

2025-07-1412:00一日

前

价

差一

实

时

价

差

画海北京清能互联科技有限公司

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Co.,Ltd.交易策略及日前实时价格120032010002208

00120600-80400-180200-280-380

0预测-实际—

—

原

始

功

率

预

测

—日

前中

标电

力—

实

际

电

力一

日

前

价

格—

—

实

时

价

格●

(1)统调负荷：近半个月以来的最高水平；●(2)新能源：风电资源中等，预计偏差不大，光

伏资源较高，预计午间容易出现低价；●

(3)该日竞价空间水平处于高位，预计晚间有高

价风险

；●

综上，该日08:00-16:00场站节点价格实时低于

日前概率相对较大，19:00-24:00场站节点价格

实时高于日前概率相对较大，其余时段整体竞价

空间偏差量不大，故日前与实时价格偏差不大。●

该日策略08:00-10:00上抬至原始功率预测的1.1倍、16:00-21:00下压至原始功率预测的0.9

倍；其余时段不操作。

新能源交易分析逻辑——案例

◆

广西某风电场2025年7月17日交易策略为例-事后复盘●【复盘】该日边界判断正确，操作策略正确，该日策略增收2.62万元。单位:MW单

位

:

元

/

M

W

h18:0018:3019:0023:3042020日期选择：2023-01-20→2023-01-31市场价格趋势

●

统一出清价格-日前预测更新时间为：2023-02-12.17:03

☑查看调控后价格一统一出清价格-日前(调控后)一统一出清价格-实时(调控后)一统一出清价格-日前预测(调控后)价格(元/MWh)1,5001,00050001-2000:15

01-2015:30

01-2106:45

01-2122:0001-2213:1501-2304:30

01-2319:45

01-2411:0001-2502:1501-2608:45

01-2624:00

01-2715:15

01-2806:3001-2821:4501-2913:0001-3019:3001-3