调度中心：2026电力现货市场交易机制与实践

1电力现货市场基本概念12新版规则主要修订内容23湖北现货市场运行情况3其它几个问题1.1什么是电力现货？电能商品的属性：电能商品能够像其他商品一样，由供需双方进行自由交易，具有普通的商品属性。电能商品交割必须瞬时完成、交割要满足物理约束、交割受物理规律支配无法“一对一”匹配，具有物理属性。离交割时间越远，电能的商品属性越强；离交割时间越近，电能的物理属性越强。1.1什么是电力现货？电力电量平衡由粗略到精细的逐步完善中长期日前实时•依据超短期负荷预测结果（准确率超过99%）和最新的电网运行方式，调节实际所需发电曲线与日前交易结果的偏差，实现电力实时平衡和电网安全运行。•市场成员通过签订中长期合同满足基本负荷（或较为确定的负荷）需求，不确定的•依据超短期负荷预测结果（准确率超过99%）和最新的电网运行方式，调节实际所需发电曲线与日前交易结果的偏差，实现电力实时平衡和电网安全运行。•市场成员通过签订中长期合同满足基本负荷（或较为确定的负荷）需求，不确定的需求到现货市场购买。1.1什么是电力现货？电力现货：现货市场是和远期市场相对的概念，现货市场一手交钱一手交货。考虑其物理特性约束，电力现货需要提前一定时间量进行交易，一般包括日前、日内、实时电能量交易。电力现货市场与调度运行是一个有机整体。电力现货市场为电网调度运行提供市场化调节手段，供需平衡、新能源消纳、资源优化配置等问题通过现货市场在日前和实时调度解决。1.1什么是电力现货？日内市场是日前市场关闭后市场成员进行发用电计划微调的平台。日内市场是日前市场关闭后市场成员进行发用电计划微调的平台。实时市场实时市场是在实际运行前5-15分钟组织的电力实时交易平台，为电量供给和阻塞管理提供经济信号。现货市场M+日前市场是于运行日的前一日以1天为时段组织交易的电能量市场。+调调偏差保平衡1.2为什么要开展电力现货交易？原有模式：反映发、用电长期综合成本，不能反映电力实时供需平衡的特点，没有实时的价格信号，无法及时体现电力的商品属性和更好实现资源优化配置。用户侧发电侧用户侧目录电价：各省电力价格主管部门核定，按不同电压等级及用电类型分别制定，后出现峰谷电价形式。目录电价：各省电力价格主管部门核定，按不同电压等级及用电类型分别制定，后出现峰谷电价形式。1.2为什么要开展电力现货交易负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时刻发电成本低（山东出现负电价电力具有时间价值•一天内不同时刻负荷大小不同•分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格发电资源富裕发电资源富裕潮流方向出现阻塞价格下降价格上调发电资源稀缺负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，电力具有空间价值•不同地区的电力资源供求关系不同•节点/分区电价反应不同地区的边际机组发电价格传统计划模式难以挖掘大规模电网资源优化配置潜力。我国已进入以特高压电1.3几个重要概念集中出清+集中调度：调度机构基于安全约束条件，集中优化确定机组组合与发电曲线。是一种与电网运行联系紧密、将各类交易统一优化的交易组织模式。特点：适用于电网结构特性复杂、安全风险较大、控制难度高的电网。组开机和发电出力曲线，调度机构则需尽量保证合同的执行，并通过平衡机制保证系统稳定运行。特点：适用于电网结构特性简单、安全裕度大、控制约束少的电网。1.3几个重要概念（2）交易主体参与现货市场的方式单边市场发电侧报量报价，用户侧不申报。售电公司和电力用户既不申报价格，也不申报需求。发电侧单边竞争，竞价结果不向用户侧传导。双边市场发电侧报量报价，用户侧报量不报价。售电公司和电力用户仅申报用电需求曲线，不申报价格。市场竞价结果统一向用户侧传导。发用电双向报量又报价。售电公司和电力用户可以申报需求量价曲线，发用电双向竞价。1.3几个重要概念1.3几个重要概念差价合约是市场主体规避风险、锁定利润的一种中长期合约形式。不进行物理交割，只进行金融结算。差价合约结算公式：电厂收入=现货电量×现货电价+中长期合约电量×(中长期合约电价-现货电价)实际用电：2000度实际用电：2000度2000*0.28=5602000*0.281000*（0.3-0.28）1.3几个重要概念差价合约是市场主体规避风险、锁定利润的一种中长期合约形式。不进行物理交割，只进行金融结算。差价合约结算公式：电厂收入=现货电量×现货电价+中长期合约电量×(中长期合约电价-现货电价)差量结算公式：电厂收入=中长期合约电量×中长期合约电价+(现货电量-中长期合约电量)×现货电价现货电量×现货电价中长期合约电量×(中长期合约电价-现货电价)uu现货电量高于合约部分，u现货电量低于合约部分，相当于以现货价格买入中相当于在现货市场履行合约电能量市场交易分为中长期交易和现货交易。中长期交易价格稳定，相当于“锁定价格”，现货交易价格随供需实时波动，风险高但也可能收益更高鼓励发电企业和用户签订足够量的中长期合同，稳定市场预期，避免所有电量挤在现货市场交易，造成价格剧烈波动1电力现货市场基本概念12新版规则主要修订内容23湖北现货市场运行情况3其它几个问题（一）推动湖北电力现货市场规则整合优化整合背景参照国家《电力现货市场基本规则》框架体系，为提升市场规则系统性与规范性，对原有《湖北电力现货市场运营规程》《湖北省电力现货市场交易实施细则》《湖北省电力现货市场结算实施细则》《湖北省电力现货市场风险防控实施细则》等多项细则进行整合。整合必要性解决原规则体系分散、内容交叉等问题，实现规则统一化、标准化，保障市场公平高效运行，满足国家对全国统一电力市场建设的要求。整体框架思路在保留原版《湖北省电力现货市场交易实施细则V3.0》核心交易规则内容基础上，新增市场成员、市场衔接机制、市场构成与价格、计量、市场结算、风险防控、市场干预等章节，构建结构完整、逻辑清晰的规则体系。（二）落实第三方评估反馈问题的规则整改1.新增计量管理及发电侧电量规则：解决“发电侧电量拟合规则曾在《湖北电力现货市场第四次试运行暨首次结算试运行工作方案》中明确，但后续正式规则未作固化”的问题。2.新增市场成员权利与义务章节：解决“《运营规程》中市场成员权利义务表述需按《基本规则》体系要求更新”3.新增市场成员准入与退出条款：解决“《运营规程》未明确发电企业准入需取得电力业务许可证（发电类且强制退市情形规定宽泛”的问题。4.新增注册变更与注销流程：解决“《电力市场注册基本规则》明确经营主体注册及信息变更原则上无需公示，但《运营规程》未及时修订”的问题。5.新增争议处理机制：解决“《交易实施细则V3.0》未规定经营主体对出清结果异议的市场争议处理流程”的（二）落实第三方评估反馈问题的规则整改6.新增中长期结算参考点：解决“《结算实施细则（V3.0）》在结算公式中未引入中长期结算参考点”的问题。省内中长期价格由发用两侧集中竞价或双边协商形成，没有考虑机组空间位置（并网节点）的价值，是一个纯金融合约。省内现货采用节点电价机制，考虑了电网阻塞影响，体现了发电机组空间位置的价值。在局部电网中，送端电源供应过剩，则节点电价越低，以低电价抑制发电企业在该区域投资建设；受端缺乏电源支撑，则节点电价越高，以高电价激励发电企业在该区域投资建设。现货电量在总电量中的占比仅为10%，现货电费收入只占其总体收入很小一部分，仅在现货市场中采用节点电价，对发电企业规划布局引导不明显。（二）落实第三方评估反馈问题的规则整改6.新增中长期结算参考点：解决“《结算实施细则（V3.0）》在结算公式中未引入中长期结算参考点”的问题。将现货市场中发电机组的节点电价引入到中长期市场中参相较于当前模式下电费收入，在中长期市场中新增结算电费：中长期合同电量*（该机组现货节点电价-全网发电机组现货平均节点电价）相当于机组的全部电量（中长期+现货）结算都考虑了其所在位置的节点电价，其电费收入中反映空间价值的部分由现货电量扩大至全部电量进一步放大了节点电价对机组结算电费的影响，该机制可以更强烈引导发电企业合理投资布局。（三）优化市场调度运行机制1.调整新能源出清下限设置：根据《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕57号）及《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕49号）中“样板机出力不应受限”的要求，结合湖北新能源场站实际，设置10%功率预测值的出清下限，保障样板机正常运行。（三）优化市场调度运行机制2.优化机组组合96+N计算规则：目前96+N计算中负荷最大为全天负荷最大，考虑午间新能源大发后，该值并非正备用最紧张时刻；调整为晚峰负荷最大，更贴合实际备用需求。同时，为进一步促进新能源消纳，N点新能源预测最大时段对应发电成本按5小时考虑。（三）优化市场调度运行机制3.完善实时市场新能源欠发补偿机制：现有新能源实时负偏差处理方式未能有效结合新能源变化趋势，同时调节过程中存在50万千瓦固有调节偏差，在新能源午间大发同时欠发时，对电力实时平衡和电网安全稳定运行造成不利影响。（三）优化市场调度运行机制4.调整供热机组必开设置方式：目前供热机组以机组为单位设置必开机组，现模式下供热机组切换需低价开出，切换完成后次日停机，春秋季新能源大发时无多余开机空间，实际运行灵活性不足。A厂#1机A厂#1机A厂#2机A厂#1机A厂#2机#1机#2机#1机#2机#1机#2机..【机组启停计划】【机组启停计划】竞价日08:30前，燃煤机组应通过调度技术支持系统申报机组出力上下限约束、机组最早可并网时间。（三）优化市场调度运行机制5.优化实时现货市场出清交易周期：新版省间现货日内交易周期调整为1小时，经营主体需提前95分钟申报未来1小时的量价信息。为进一步优化省间与省内现货的衔接机制，配合新版省间现货交易规则对省内现货实时市场交易周期进行调整，经营主体可依据省内最新实时现货交易结果参与省间交易。省内省内现货于12:15完成12:30-14:15交易结果的出清14:30（三）优化市场调度运行机制5.优化实时现货市场出清交易周期：新版省间现货日内交易周期调整为1小时，经营主体需提前95分钟申报未来1小时的量价信息。为进一步优化省间与省内现货的衔接机制，配合新版省间现货交易规则对省内现货实时市场交易周期进行调整，经营主体可依据省内最新实时现货交易结果参与省间交易。（四）完善新型主体入市模式1.增加市场主体入市范围：落实136号文件要求，推动所有新能源全面入市，直接参与市场或接受市场价格。（四）完善新型主体入市模式1.增加市场主体入市范围：落实136号文件要求，推动所有新能源全面入市，直接参与市场或接受市场价格。市场化电源市场化电源、电源类虚拟电厂以“报量报价市场化电源市场化电源、电源类虚拟电厂以“报量报价”的方式参与现货市场竞价出独立参与交易的新型储能以“报量不报价”方式参与现货市场，在竞价日负荷类虚拟电厂负荷类虚拟电厂以“报量报价”的方式参与现货市场竞价出清负荷类虚拟电厂负荷类虚拟电厂以“报量报价”的方式参与现货市场竞价出清，通过聚合批发用户、售电公司及电网企业代理购电用户“不报量不报价”参与现货（四）完善新型主体入市模式2.增加新能源（含电源类虚拟电厂、风储和光储场站）报价要求：落实136号文件要求，推动所有新能源全面入市，直接参与市场或接受市场价格。（五）完善市场力监测与缓解机制原有日前市场出清价格供需比替换机制在供需紧张时需采取多轮迭代，流程耗时长。增加实时现货电价与供需比挂钩机制，取消日前市场出清价格供需比替换机制和同质性报价监测。触发电价调整机制（五）完善市场力监测与缓解机制煤电机组报价同质性测试对省内所有煤电机组报价进行同质性测试，当机组申报价格相似度超过基准阈值C（暂取为99%，后续可视情调整由市场运营机构将该机组的申报价格替换为变动成本报价。报价行为测试替换后报价曲线为5个报价段，每段容量均为机组申报容量的五分之一，第三个报价段的价格替换为变动成本，其余报价段的价格按相邻段价差20元/兆瓦时计算并依次替换。报价行为测试计算燃煤发电机组电能量平均报价与自身近30天平均报价水平的比值：当该比值超过[80%，120%]时，该发电机组被认定不通过行为测试，将发电机组电能量报价乘以该比值的倒数，作为该机组修正后报价参与市场出清。二级价格限值机制（1）当实时发电侧出清均价连续7天累计20小时触及现货市场申报价格上限时（2）当实时发电侧出清均价连续12小时触及现货市场申报价格上限；（3）当实时市场发电侧出清均价连续12小时触及现货市场申报价格下限，暂定二级限价上限值为出清价格上限的50%，二级限价下限值为出清价格上限的10%。（1）规定缺省参数集中统一修改时间为便于参数集中管理，原则上，缺省申报参数在每季度后十天允许统一集中更改一次。（2）明确新能源参与省间最大申报电力考虑新能源场站预测偏差，新能源允许省间市场最大申报电力修改为预测功率*0.95-新能源计划出力。（3）虚拟电厂1电力现货市场基本概念12新版规则主要修订内容23湖北现货市场运行情况3其它几个问题湖北电力现货市场于2022年7月1日启动第一次模拟试运行，经过5次短中期试运行后，于2024年4月启动长周期连续结算试运行。自2021年试点建设以来，历经四年多的实践探索，湖北电力现货市场形成了“制度设计—模拟验证—实战运行—深化完善”的完整发展路径，并于25年6月按期实现了转正式运行的工作目标。运行415天运行415天，验证市场化调度生产组织流程的适用性和市场化电力电量平衡机制的有效性。以“一年起步、两年稳定、四年转正”的湖北速度，于第二批试点首家、全国第六家转入正式运行，市场运营保持平稳可靠。运行3天，成功应对检修高峰、机组跳闸、新能源波动等复杂场景，验证市场机制在实时运行中的适应性。运行7天，实现燃煤机组节点电价与用户侧加权均价的联动，检验现货市场从出清到结算全业务流程通畅。运行91天，进一步检验市场交易规则和关键机制的有效性、合理性。运行7天，.全面验现货市场技术支持系统功能完备性和性能稳定性。运行7天，验证市场申报、出清流程等核心功能。湖北电力市场体系框架省间市场省间市场年度交易月度交易实时交易月内交易省内市场年度交易月度交易实时交易月内交易省内市场现货市场现货市场市场主体入市情况发电侧“能扩尽扩”全省统调公用燃煤电厂及具有余量上网的自备电厂、集中式新能源场站“报量报价”参与现货，其中燃煤机组71台、总容量3638万千瓦；新能源场站331座，总容量3213万千瓦。用户侧“能入尽入”所有批发用户和售电公司以“不报量不报价”方式参与现货，接受市场价格；电网企业按日形成代理购电用户分时段用电量，偏差部分接受现货价格。新型主体“能增尽增”独立参与交易的新型储能以报量不报价参与市场，根据出清结果确定充放电曲线，接受现货市场价格，通过市场价格机制支持新型储能健康发展；推动灵活性调节资源通过负荷类虚拟电厂聚合入市，合计4家、调节能力78.52万千瓦。成交量价情况在出清电量方面，现货市场的电量交易规模再度创下新高，呈现出“湖北每两度电中就有一度电通过现货交易完成”的新特征。全年累计市场化出清电量达1573.26亿千瓦时，占全社会用电量的比重超过50%（全社会用电量为3112.69亿千瓦时现货市场在资源配置中的决定性作用日益凸显。从月度数据来看，全年月度平均市场化出清电量为131亿千瓦时。在迎峰度夏和迎峰度冬期间，市场化电量达到全年最高值，且度夏期间的市场化电量高于度冬期间；10月由于水电非市场电源发电量较大，压缩了市场电源发电空间，出现全年电量最低值。在出清电价方面，受电力供需相对宽松、一次能源价格回落影响，全年现货市场全年加权均价0.302元/千瓦时，较24年低0.08元/千瓦时，市场改革红利持续释放。分时电价在时段电价方面，电力价格呈现显著的“澡盆”曲线特征，早晚电价较高，午间电价较低。全天电价最高的时段为晚间18时，平均电价为0.396元/千瓦时；电价最低的时段为午间12时，平均电价为0.158元/千瓦时。通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成了电源侧与负荷侧双向互动、协同保障供应的全新格局，为迎峰度夏、度冬等电力安全保供提供了坚实保障。01:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0024:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0024:000十四地市价格在地区价差方面，现货市场有效反映不同区域的电力供需关系，发挥地区资源优化的“配置器”作用。西部十堰、随州清洁能源充裕，为湖北十四地市价格最低；东部武汉地区负荷中心用电需求高涨，为湖北十四地市价格最高，恩施地区因缺少市场化火电机组，在地区水电出力不足情况下，出现部分时段高价，推动了电价上涨。风险防控方面在同质性监测方面，2025年按照《湖北省电力现货市场风险防控实施细则》，对所有煤电机组报价进行同质性测试，共触发同质性报价测试价格替换41天123台次，月均约10台次。其中，触发天数较多的月份为3月（9天）、12月（8天）。50897520风险防控方面在日前供需比价格替换方面，2025年湖北省能源局核定燃煤机组变动成本为327.37-357.2元/MWh。按照《湖北省电力现货市场风险防控实施细则》，共有43天现货市场日前出清均价超日前出清均价上限，开展报价替换1141台次。其中，触发天数较多的月份为2月（22天）。943050受政策惩罚标准趋严影响（自5月起，当月前两次未通过测试以及被替换的机组仅在信息披露中予以通报，从第三次起，当日中长期及现货综合均价超出变动成本的部分将全额回收自5月开始，供需比替换的触发次数显著下降。1电力现货市场基本概念12新版规则主要修订内容23湖北现货市场运行情况3其它几个问题湖北电网网络结构湖北电网枢纽型、通道型特征突出，通过7直22交与四大区、十省市电网互联，另有6条跨境特高压直流共2944公里，是全国联通外区、外省最多的省级电网湖北电网电源结构火电、水电、新能源装机"三足鼎立”新能源发展迅猛，2024年9月已成为省内第一大电源2025年新能源发电量为614亿千瓦时，占全社会用电量19.6%新能源对系统运行的影响装机增速与调节能力失衡新能源发展带来的系统调节挑战新能源发展带来的系统调节挑战快速爬