华北电力大学：电力现货交易实践

电力现货交易实践5关键术语火电报价策略136号文下的结算规则46电力交易规则解析新能源交易策略绿电、绿证概述概述中发(2015)9号(2015年3月15日)概述概述微信微信各省(自治区、直辖市)、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局、物价局),经信委(工信委、工信厅),北京市城市根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心、中国电力企业联合会：为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，围绕构建全国统一大市场要求建设全国统一电力市场，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，现就有关工作通知如下：一、湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。二、2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。市场建设要充分考虑各地合理诉求，加快形成工作合力，更好促进资源大范围优化配置。发改价格〔2025〕136号各省、白治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化同、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限公司：按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改节方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项口，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消(二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现白愿参与口前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下(三)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩知交易周期，提高交易频次，实现周、多口、逐口开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，中报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格；省内绿色电力发布时间：2026-02-06来源：第一财经微信公号大中小进入2026年，国内电力行业迎来一场意义深远的市场化变革，“取消固定分时电价”成第一财经记者梳理官方文件发现，截至目前全国已有11个省市发布相关通知，提及对入市用户不再执行政府核定的固定分时电价，其中9地已明确落地取消政策，江苏、山西两省的调整方在国家政策层面，2025年12月17日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》(发改能源规〔2025〕1656号，下称“1656号文”),明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。第三十五条对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。电力交易术语电力交易术语电力交易术语电力交易术语日前电能量市场：运行日提前1日(D-1日)进行的决定运行日(D日)机组组合状态实时电能量市场：运行日(D日)进行的决定(D日)未来15分钟最终调度机组发电电力交易术语电力交易术语2.资产总额在2千万元至1亿元(不含)人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦电力交易术语电力交易术语售电公司注册条件(从业人员)电力交易术语电力交易术语(一)企业更名或法定代表人变更。(二)企业控制权转移，因公司股权转让导致公司控股股东或者实际控制人发生变化。(三)资产总额发生超出注册条件所规定范围的变更。(四)企业高级或中级职称的专业人员变更。(五)配电网运营资质变化。电力交易术语电力交易术语售电公司注册条件(履约保函)售电公司参与批发和(或)零售市场交易前，应通过以下额度的最大值向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证：2.过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值，按标准不低于5分/千瓦时。连续12个月未进行实际交易的售电公司，电力交易机构征得地方主管部门同意后暂停其交易资格；连续3年未在任一行政区域开展售电业务的售电公司，会被强制退出。电力交易术语电力交易术语在一定的系统运行状况下，系统新增加单位电力需求时，所增加的最小购电成机组报价曲线系统边际电价需求电量电量单侧拍卖市场单侧拍卖市场収电报价购电需求収电报价购电需求用户数量A200成交价格￥/MWh公司数量价格甲200甲乙乙丙5A乙乙甲丙电量MWh电量MWh収电収电报价价格￥/MWh5双侧拍卖市场购购电投标甲甲乙乙AABB甲乙AB B B高低匘配，成交价格为双方算术平均价高低匘配，成交价格为双方算术平均价A16A 6A 电力交易术语电力交易术语报价曲线：指在交易时段内申报交易的容量(或电量)的数值段及其价格的对应关系电力交易术语多段报价：指在每个交易时段内可申报多个(一组)容量(或电量)段值及其价格，报价曲线呈分段折线形状(一般要求为上升阶梯)。电力交易术语电力交易术语费用组成计费数量电费增长-49.51%。本期您用电的峰谷分时比例为：尖峰4.42%、峰12.43%、平43.92%、谷24.86%、深谷一8.29%、深谷二6.08%,上期峰谷分时比例为：尖峰6.28%、峰23.99%、平31.1其中：(1)代理购电电费15240.74(2)上网环节线损费用717.82电量电费3316.20本期上期本期您的实际功率因数调整电费为-182.31元，较上期增长198.85元。期减少0.02807元/千瓦时。新能源机制差价分摊电费辅助服务费用抽水蓄能容量电费电价交叉补贴新增损益903.40煤电容量电费剩余优先发电价差损益功率因数调整电费2.账单概况各类型电费为电费详情页各计量点对应费用合计值；时电价机制中的基础电价，参与分时电价计算；6.市场化购电电费包含调峰辅助服务费、调频辅助服务、需求响应等费用。电力交易术语电力交易术语电力交易术语电力交易术语）：费实时偏差电量电费=∑实际上网电量－日前市场出清电量）×实时市场节实时全电量电费=∑（实际上网电量×实时市场节点/分区边际电价）运行日前市场的省内现货市场（结算方式一）355元/兆瓦时；日前出清电量为110兆瓦时，日前市场节A、41200B、41500C、42800D、43800）：中长期合约电费=∑［合约电量×（合约价格各机组的中长期交易结算曲线，是该机组开展中长期交易不现货交易偏差结算的基准曲口通过超短期负荷预测，调节实际所需发电BBAAABB节点1节点2BBAB节点1节点2BAABBBB A 线路収生阻塞时，节点1的负荷丌能完全线路収生阻塞时，节点1的负荷丌能完全定价，节点电价为$20/MWh;而节点1由A定价，因此节点电价为$30/MWh，节点1的价格比节点2高$10/MWh，这个价格差是由于两节点间的网络阻塞引起的，因此称为阻塞价格。发电机2:500发电机2:1000发电机1:4000发电机1:20002发电机1发电机2报价：80容量：非常大发电机2:500发电机2:1000发电机1:4000发电机1:200012发电机1容量：非常大发电机2发电机33负荷：7500MW发电机2:500发电机2:1000发电机1:3500发电机1:17501发电机1容量：非常大2发电机2发电机3750发电机2:500发电机1:3500发电机1报价：1605250容量：非常大3负荷：7500MW发电机2:1000发电机1:1750发电机2报价：80容量：150002电力交易规则解析直调常规燃煤机组、新能源场站、独立储能以直调常规燃煤机组、新能源场站、独立储能以“报量报价”的方式参与电力现货市场，若未申报则默认取其缺省报价，其中新能源场站和独立储能可按自然月自愿选择是否参与日非直调新能源场站、分布式新能源作为价格接受者参与电力现货市场，具备功率预测和“四可”条件、接入电力调度自动化系统的可独立或聚合后以电力批发用户、售电公司和电网代理购电以“报量不报价”的方式参与电力现货市场，中长期电能量交易带曲线开展。以双边协商方式开展的直接交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线；以集中竞价方式开展的直接交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；以挂牌交易方式开展的直接交易，挂牌方可自行定义交易曲线，也可以选取典型交易曲线。省内现货电能量(新能源)辅助服务交易9月省内调频分摊费用及分摊补偿费用市场运营费用市场平衡类费用其他平衡费用摊/返还(现货)偏差费用火电报价策略市场份额最大市场份额最大现货能量现货能量市场申报下限上限时段下限上限第一时段(00.15-06.00)第二时段(06.15-10:00)第二时段(06.15-10:00)第三时段(10.15-16.00)第三时段(10.15-16.00)第四时段(16.15-21.00)第四时段(16.15-21.00)第五时段(21.15-00.00)第五时段(21.15-00.00)电力下限(MW)电力上限(元/MWh)电力上限(元/MWh)0下限上限时段下限上限下限上限时段下限上限第一时段(00.15-06.00)第二时段(06.15-10:00)第三时段(10.15-16.00)第四时段(16.15-21.00)第五时段(21.15-00.00)电力下限(MW)电力上限单位电价(元/MWh)电力上限单位电价(元/MWh)第一段第二段第三段第四段第五段第六段下限上限时段下限上限第一时段(00.15-06.00)第一时段(00.15-06.00)下限上限时段下限上限第一时段(00.15-06.00)第一时段(00.15-06.00)第二时段(06.15-10:00)第二时段(06.15-10:00)第三时段(10.15-16.00)第三时段(10.15-16.00)第四时段(16.15-21.00)第四时段(16.15-21.00)第五时段(21.15-00.00)第五时段(21.15-00.00)电力下限(MW)电力上限(元/MWh)电力上限确认下限时段下限上限确认下限时段下限上限第一时段(00.15-06.00)第二时段(06.15-10:00)第三时段(10.15-16.00)第四时段(16.15-21.00)第五时段(21.15-00.00)电力下限(MW)电力上限单位电价(元/MWh)电力上限单位电价(元/MWh)元/MWh中长期合约价格日前出清价格实时出清价格0案例展示MW 中长期出力日前中标出力实时中标出力实际出力0|市场供需情况日前实时火电全部|市场价格趋势区域节点电价区域节点电价请搜索厂站呼和浩特承德鄂尔多斯银川石家庄榆林吴忠邢台临汾安阳2济南聊城泰安◎微商丘阜阳500kV及以∨节点电价(元/MWh∨隐藏电价高德地图自2023-06-16北京巴彦淖尔张家口西安天津宝鸡天水济宁沧州庆阳00.1501:15021503:1504150515061507:1508:1509:1510.151:15121513:15141515:1516:1517:1518:1519:1520.1521:机组启停费用申报机组现货能量市场报1检机组现货能量市场报1检申报时间：申报段申报段00:15-06:00)(10:15-16:00)第第三时段：第五时段：电力下限|电力上电力下限|电力上W笫四段：W（山西）时刻中长期电价(元/Ih)2点3点4点5点6点7点8点9点10点011点012点13点14点15点16点017点18点19点22点23点时间日前中标出力日前实时差电费差电费总电费04新能源交易策略期间本月0陆佰肆拾万陆仟贰佰柒拾陆圆陆角肆分结算科目电能量交易中长期交易省间送受电交易其他省间交易辅助服务交易5月省内调峰分摊费用及分摊补偿费用市场运营费用市场平衡类费用现货资金余缺分摊(返还)其他市场运营费用现货电能量盈亏费用两个细则费用5月新能源并网考核费用新能源并网分摊费用备注：1.结算电费(含容量电费)金额以国网河南省电力公司财务部公示情况为准：2.不含税结算电费为5669271.36元。2025年7月9日00首页中长期总加曲线申报入口×当前位置：首页>省内现货交易>申报入口快速查找菜单旧省内现货交易巨中长期总加曲线中长期交易我的结算图信息披露点击展开/关闭日历22606270428082229主动申报缺省申报2525已申报未申报机组名称导入历史数据企业信息当前位置：首页>省内现货交易中长期总加曲线日期864查询中长期总加曲线结果查询省间现货交易中长期交易8合同明细类型1电价结称导出廿白自丛出线女白自么出中长期总加曲线申报入口结称导出廿白自丛出线女白自么出机组名机组名自自中长期总加曲省间现货交易中长期交易中长期交易05日前价格中长期交易中长期交易快速查找菜单企业信息省内现货交易2023年U6月12日日2U23年U6月13日日2U23年6月21-30日下旬分时段电力交易2023年06月19日日2023年06月20日日2023年06月21日日中长期总加曲线结果查询2023年06月26日日2023年06月27日日2023年06月28日日滚动交易(2023-7-2)省间现货交易申报入口日双边与挂牌交易日分时段阈值设置结果查询123交易名称令交易类型令滚动撮合滚动撮合滚动撮合交易周期标的开始日期日滚动2023-06-23日滚动2023-06-22日滚动2023-06-21标的结束日期交易限额准入名单批量上报我的交易信息刷新批量上报我的交易信息刷新请选择未成交量(日均)持有量未成交量(日均)持有量(最新价时段类型可买量(日均)暂无数据暂无数据结果查询我的结算中长期交易日前交易结果中长期结算参考点日前电价发电侧调频结果查询日前交易结果查询一次日前交易结果查询供应五供应四供应三供应二供应一需求一需求二需求三需求四需求五4.00001.000024.000036.00001.00002.0000标的日期交易单元申报电量申报电价交易方式◎买入O卖出挂牌电量兆瓦时合约电价元/兆瓦时挂牌电量兆瓦时合约电价元/兆瓦时申报申报实时偏差电费启动补偿05136号文下的结算规则 (一)推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目(风电、太阳能发电，下同)上网电量原则上全部进入电力市(二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。(三)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格；省内绿色电力鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在(四)建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平(以下简称机制电价)、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算行交易正确理解：所有新能源项目(集中式风、光，按电价从低到高排序，累计到第7个项目时，电量达到150亿度，那么第7个项目的投标电价，比如0.324元/度，按电价从低到高排序，累计到第7个项目时，电量达到150亿度，那么第7个项目的投标电价，比如0.324元/度，就是这批项目的机制电价。入围的项目，无论投标价是多少，都能享受0.324元/度的电价，而第8个项目，就只能接受现货价格。单个新能源项目的最终结算收入=市场交易收入(对应全部发电量)+机制补偿收入(对应纳入机制的补偿电量)系统调节费用分摊(对应全部发电量)项目(亿度)(亿度)(元/度)项目1项目2项目3项目5项目3的交易由于配置了电化学储能，且交易人员水平高，竟然实现0.33元项目(元)项目1项目2项目3因此，上述情况可总结如下：情形1:市场交易均价=0.25元/度则全部电量以0.324元/度结算低的0.0则全部电量以0.324元/度结算高出的0.036元/度的部分，纳入当地系统运行费用在全部工商业、大工业用电量中分摊，相当于降电费。•煤电容量电费该费用是系统运行费的第一大组成部分。根据国家収改委和国家能源局联合印収的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例从丌低于30%提升至丌低于50%，容量电价标准从100元/千瓦・年提升至165元/千瓦・年。这一调整直接推高了煤电容量电费在系统运行费中的占比。•新能源机制电量差价电费该费用已成为仅次于煤电容量电费的第二大组成部分。根据136号文，对纳入机制的电量，市场交易均价低于戒高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。这一机制的实施，使得新能源机制电量差价成为系统运行费的重要组成部分。•抽水蓄能容量电费该费用继续在系统运行费中占据重要地位。以青海为例，抽水蓄能容量电费折合度电水平为0.001072元/千瓦时。随着新能源装机规模的丌断扩大，抽水蓄能作为重要的调节资源，其容量电费预计将持续上升。•辅劣服务费用该费用包括调频、备用、爬坡等服务的费用。根据《关于建立健全电力辅劣服务市场价格机制的通知》，电力现货市场连续运行的地匙，调频、备用辅劣服务费用原则上由用户用电量和未参不电能量市场交易的上网电量共同分担，由用户承担的辅劣服务费用纳入系统运行费用。•上网环节线损代理采购损益该费用是指预测线损折价不实际线损折价的偏差。以安徽为例，第三监管周期核定的线损率为3.99%，折合电价约0.0181元/千瓦时。•电价交叉补贴新增损益该费用是指电网企业每月保障居民、农业用电収生的实际损益不当月基准电价交叉补贴总额的差额。这一项目反映了为保障民生用电价格稳定而产生的成本由于单位分摊成本与月度总用电量强相关，企业电费受季节性和生产波动的影响将加剧。淡季的用电成本结构会显得更重。高耗能、连续生产的企业，因其用电量大且稳定，单位分摊的系统运行费相对较低。而间歇性生产、用电负荷波动大的企业，则在成本分摊上可能处于不利地位。•倒逼能效管理与负荷优化：新的成