国网：2026电力现货市场交易机制详解

2026年6月湖北电力调度控制中心电力现货市场基本概念2湖北电力现货市场交易机制2节点电价原理电力现货市场影响及建议总结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。定启停调偏差保平衡定启停调偏差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发现价格、激励响应即时反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场价格波动，峰能力、缓解阻塞。响应市场价格波动，峰能力、缓解阻塞。促进竞争、优化配置落实交易、调节偏差促进竞争、优化配置促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。落实中长期合同交割与结算，以现货市场为核心的电力电量平衡机制调节发用电偏差，同时为中长期交易提供价格风向标。促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。保障运行、管理阻塞引导规划、量化决策保障运行、管理阻塞满足市场成员交易意愿，并与电力系统物理运行相耦合，为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和现货电价能够有效引导电源、电满足市场成员交易意愿，并与电力系统物理运行相耦合，为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号。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（国外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价格下降价格上调潮流方向出现阻塞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。发电侧单边竞争，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)偏差结算公式：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)1电力现货市场基本概念12湖北电力现货市场交易机制2节点电价原理电力现货市场影响及建议总结2.1规则体系交易中心负责牵头编制。截止目前，1套设计方案、1套运营规程和10套细则已全部完成印发。零售市场管理实施细则信用评价实施细则容量补偿实施细则辅助服务交易实施细则结算实施细则现货市场交易实施细则信息披露管理实施细则准入与退出管理实施细则中长期交易实施规则风险防范实施细则2.2市场体系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2.2市场体系据。湖北电力现货市场包括日前市场和实时市场，2.3市场主体及参与方式电源侧用户侧市场主体煤电统调公用燃煤电厂及具有余量上网的自备电厂批发用户售电公司新能源接入公用电网的集中式能源场站及全额上网、余电上网的分布式新能源虚拟电厂能量型虚拟电厂及负荷类虚拟电厂储能新型储能，可独立计量。参与方式煤电以机组为单位，报量报价、竞价出清不报量不报价保障出清接受价格新能源以场站为单位，报量报价、竞价出清虚拟电厂以机组为单位，报量报价、竞价出清储能报量不报价、优先出清、接受价格水电、非统调其他电源、外购电以及居民、农业不参与省内水电、非统调其他电源、外购电以及居民、农业不参与省内现货交易。自2024年10月起，电网代理购电用户偏差电量按现货价格结算。满足电网安全运行前提下，按照某时刻的负荷需求，根据报价的高低，优先调用价格最便宜机组，依次调用直至满足供需平衡，最后一台被调用机组为边际机组，其报价作为出清价格。价格价格价格价格报价由低到高依次出清外购电和非市场机组发电出力需求预测考虑安全约束优化出清受安全约束考虑安全约束优化出清受安全约束不能出清发电出力外购电和非市场机组需求预测2.5市场衔接与省内市场衔接：省间与省内中长期：省内中长期作为金融合约不物理执行，其中长期分解曲线与现货市场实际电量作偏差结算；省间与省内调频：省内调频市场与省内现货独立运行，省内现货预出清形成开机机组组合，调频市场在此机组组合范围内开展调频交易出清。调峰：省内调峰与现货融合，利用现货价格引导市场主体自主调峰。代理购电:构建全国领先交易机制，湖北代购电偏差电量按日按24点接受现货价格，在全国率先实现与其他主体一样平等参与现货市场。与省间市场衔接：中长期与现货创新省内与省间两级现货市场出清衔接机制，明确省内发电主体中标省间现货后自动扣除省内出清容量，调整出清上限，有效稳定省内现货价格，充分释放省内富余发电资源。中长期与现货2.6价格机制中长期发电侧定价：机组接入的220千伏母线的节点电价发电侧定价：机组接入的220千伏母线的节点电价用户侧电价：发电侧所有节点电价的上网电量加权平均电价（即全网市场用户一个价）集中竞价形成电能量价格价格形成机制现货节点边际电价机制节点边际电价机制，通过集中竞价方式形成分时段节点电能量价格辅助服务集中竞价形成价格集中竞价形成价格价格帽机制：价格帽机制：为避免市场操纵及恶意竞争，经政府部门同意，可对市场价格设置上限及下限。申报价格上、下限分别为0、1000元/兆瓦时；出清价格上、下限分别为0、1200元/兆瓦时。2.7结算机制发电侧：实时市场出清后实际上网分时电量与中长期合约分解电量用户侧：实际下网分时电量与中长期合约分解电量的2.8交易流程负荷预测、新能源预测、非市场、断面、检修、日前96点（24小时）煤电及新能源发电计划和未来8点（2小时）煤电及新能源发电计划和节点1电力现货市场基本概念12湖北电力现货市场交易机制23节点电价原理3电力现货市场影响及建议总结3.1节点电价概念节点电价是指在满足各类设备和资源的运行特性和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本，即代表在某时间、某地点消费“多一度电”所需要增加的成本。n设备和资源：主要指发电机组和输电线路n运行特性和约束条件：包括电力负荷平衡、发电机组最大最小出力与爬坡、输电线路和断面在正常和故障状态下的传输能力等平衡约束的影子价格反映全市场的电力供求关系反映节点所在位置的电网阻塞情况反映节点所在位置对电网传输损耗的影响程度输配电价核定已包含网损的情况下不考虑网损价格分量3.1节点电价概念系统电能价格阻塞价格Σ影子价格×灵敏度系统电能价格阻塞价格λt:系统负荷平衡约束对应的影子价格（拉格朗日乘子）τl,tτl,tτs,tτs,t:线路、断面潮流约束（正向、反向）对应的影子价格Gl-kGs-k:影子价格（ShadowPrice）:某一条约束松弛一个单位（1MW）后，目标函数（总发电费用）的减少量。3.2节点电价影响因素3.2节点电价影响因素报价0.5元/kWh报价0.4元/kWh———————————报价0.5元/kWh报价0.4元/kWh——————————————————⃞负荷最大发电容量300MW最大发电容量300MWBA选择A节点作为参考节点选择A节点作为参考节点，系统电能价格即为A点节点电价0.4元/kWh。3.2节点电价影响因素：系统供需系统负荷更高时需要调用报价更高的机组。3.2节点电价影响因素：系统供需联络线送入增加，对联络线送入增加，对省内发电的需求降低联络线送入减少，对联络线送入减少，对省内发电的需求增加3.2节点电价影响因素：系统供需000新能源（报量不报价）、水电出力对节点电价影响与之类似，新能源（报量不报价）、水电出力对节点电价影响与之类似，当水电新能源出力较高时，对市场化火电机组需求降低，调用报价更低机组即可满足负荷需要3.2节点电价影响因素：网络阻塞报价0.4元/kWh最大发电容量300MW边际定价机组传输容量极限：100MW报价0.5元/kWh最大发电容量300MW线路发生阻塞时，边际定价机组传输容量极限：100MW报价0.5元/kWh最大发电容量300MW线路发生阻塞时，B地负荷不能完全由G1的便宜电能承担。此时，A地仍由G1定价，节点电价为0.4元/kWh；而B地由G2定价，因此节点电价为0.5元/kWh。B地的价格比A高0.1元/kWh，这个价格差是由于A、B两地间的网络阻塞引起的，因此称为阻塞价格。ALMPALMP=0.4元/kWhLMP=0.5元/kWh3.2节点电价影响因素：机组性能 3.2节点电价影响因素：机组性能★★A边际定价机组当低价机组受爬坡约束时，系统需要调用高价机组快速爬坡，以支撑负荷的变化，因此爬坡时段内将由高价机组定价。然而，当负荷高峰或快速爬升时段过后，低价机组逐渐增加出力，高价机组出力将逐渐压减到最小技术出力，此时高价机组不再定边际定价机组3.2节点电价影响因素：开机状态边际定价机组A最小技术出力0MW一般情况下，负荷越高，节点电价应该越高。然而，由于燃煤、燃气的火力发电机都存在最小技术出力，当负荷变大时，可能需要新增开机，而机组一旦开机，就必须要承担一部分负荷，此时其余机组承担的负荷相对减小，节点电价有可能反而下降。3.3节点电价价值反应电力能源真实的价值反应电力能源真实的价值节点边际电价机制实现了电能商品的经济属性和物理特性的有机结合，通过价格信号真实的反映了电网物理资源的稀缺性，并基于最优化原理实现了对电网运行和市场运营的最优引导。不同时间的价值不同时间的价值不同空间的价值不同空间的价值3.3节点电价价值：时间价值午间腰荷时，风电大发，火电出力较小，边际机组在低报价段数成交，现货价格较低；晚高峰时段，随着负荷增长、新能源出力减少，边际机组在高报价段数成交，现货价格较高。现货市场价格较好反映不同时刻市场供需关系，体现了电力商品的时间价值节点平均电价曲线3.3节点电价价值：空间价值在冬季枯水方式下，受电端机组检修使得受电端电源明显支撑不足，进一步造成受电断面越限。现货市场通过受电侧电价上升引导发电侧增加发电，送电侧电价降低引导发电侧减少发电以期消除断面阻塞3.3节点电价价值：空间价值现货市场采用节点电价机制，出现电网阻塞时，负荷大、电源少的区域节点电价升高，负荷小、电源多的区域节点电价降低，从而引导负荷大区域的电源多发电、负荷小区域的电源少发电，缓解电网阻塞程度，保障电网安全，现货市场价格较好反映不同地区的市场供需关系，体现了电力商品的空间价值1电力现货市场基本概念12湖北电力现货市场交易机制2节点电价原理4电力现货市场影响及建议4总结4.1对发电企业影响电量营销4.1对发电企业影响交易策略钱竞争对手本身的发供需关系4.1对发电企业影响管理精益更多的赚钱方式4.2对售电企业影响负荷预测售电公司参与现货交易的第一个门槛将是负荷预测能力。未来现货市场交易需售电公司申报未来一天用户的用能需求计划曲线，历史用电数据的缺失与预测能力缺乏将造成售电公司的申报策略制定难度大大增加，偏差考核风险也增大。网架知识节点电价和负荷区域都将对售电公司在结算电价时带来挑战。当前售电公司的用户往往分布在不同地市、不同区域，现货市场若采用节点电价，意味着售电公司需要将自己的用户负荷归结到相对应的不同节点，结算时按照不同负荷区域的加权电价结算，不同区域的用户结算电价并不相同。4.2对售电企业影响开展现货交易后，市场价格波动会增大，售电公司如何进行风险控制也将对售电公司未来的营销策略、运营方式带来不小的影响。现货市场阶段，售电企业如何精细化管理所代理的用户，将其作为一个整体来参与现货交易十分重要，否则会产生一定的交易价格风险。同时，现货市场对用户侧的需求响应有很大的需求，需求侧响应市场空间进一步扩大将对用户管理精益化程度高的售电公司带来利好影响。（1）加强技术储备与改进（发电企业）新能源的发展不可逆转，但新能源的输出不稳定，提高火电厂的灵活性势在必行发电厂应进一步提升机组技术水平，通过技术改造，改善AGC性能，并缩短响应时间发电厂应优化机组运行策略，以提高主动参与调频、调峰等辅助服务的能力发电厂在现货交易中需具备一定的电网负荷预测能力先进的机组的灵活性参数比查度(波兰)瓦尔苏姆(德国)博克斯贝格(德国)（1）加强技术储备与改进（售电公司）01全面提升负荷预测能力通过负荷预测方法策略研究、用能信息采集系统研发与建设、主动掌握客户典型负荷曲线02提升用户需求侧响应能力通过能源审计、用能分析等手段了解用户用能特点，通过安装智能负荷控制终端提高负荷实时控制水平03提升市场竞争力利用现货市场价格的波动性，进行中长期市场和现货市场的套期保值等金融衍生品的研究（2）提升业务能力储备（发电企业）服务交易需求，同时考虑机组参与市场交易电量和辅助服务交易电量的比例分配，实现利益最大服务交易需求，同时考虑机组参与市场交易电量和辅助服务交易电量的比例分配，实现利益最大化加强辅助服务定价管理应对现货交易中可能开展的辅助提高发电边际成本预测能力交易中的报价策略:在大用户直边际成本的情况下抢夺增量发电（2）提升业务能力储备（售电企业）组合策略优化通过模拟竟价、负荷预测等手段，增强电价预测能力，统筹优化参与中长期市场、现货市场交易的组合策略，实现市场收益最大化系统知识储备加强电力系统专业知识储备与积累。熟悉电网网架结构、运行方式及客户所在地的负荷区域划分情况（3）推进信息化建设交易实时性要求高交易风险大这些挑战已经远远超出了个人的即时处理能力，相关市场主体可进行信息化建设，借云计算等前沿技术来辅助做出相关决策。1.提升出力预测能力及现货价格预测能力2.结合市场建设情况制定交易策略具有更强的市场信息获