市場主要分為中長期交易市場和現貨市場。在廣東，中長期分為年度、月度和月內三個周期去組織。（1）年度主要是雙邊協商、掛牌、集中競價三種交易品種，占到全年交易量的 60%-70%。（2）月度交易目的是滿足年度剩余交易需求，是一種增量交易，交易品種與年度的相同。同時還開了發電側的合同轉讓市場和用戶側的合同轉讓市場，相當于 2 個二級市場。這五個交易品種大概會覆蓋到全電量的 90%。（3）剩下的就在月內交易，也是以雙邊協商、掛牌、集中競爭三種交易品種進行。年度和月度交易中還是以一級市場的形式，有買賣方向的限制，但月內市場無交易方向限制。

(資料圖片)

現貨市場分為日前和實時。（1）日前交易做的是次日的交易，調度會發布次日的負荷預測等信息，在13:00 前申報量價信息，基于此進行出清。用戶需要申報次日用電量用于結算。（2）實時與日前的最大區別是它的超短頻預測，會比日前的負荷預測更加精確。

中長期市場相當于期貨交易，量價以小時為顆粒度進行清算?，F貨市場是根據短期的供需關系形成一個分時的價格信號。

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現貨市場的負荷曲線及分時量價情況

（1）總負荷曲線：廣東是西電東送一個典型的受端，有 1/3 的電力來自外省?？傌摵汕€包括省內電和省外電，相對比較規律，峰谷差比較大，體現為三峰三谷。（2）凈負荷曲線是扣除省外電后的曲線，變化比較大，主要取決于外來電的曲線。從價格的形成機制來看，現貨市場價格和凈負荷曲線相關度更大。廣東的峰谷電價差別不大，大概都在 0.5 元/千瓦時左右。低谷一般出現在凌晨時段，尖峰一般出現在上午 11 時或 14-15 時。廣東目前峰谷電價差不大的原因主要是電源結構相對比較單一，以火電、燃煤、燃氣機組為主，成本都相對較高。

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現貨市場未來發展規劃

（1）在省內，把更多類型電源納入現貨交易體系，目前主要是火電、核電進入現貨市場；單邊市場向多邊市場的轉化。（2）在省間，跟南方區域五省現貨市場統一出清。

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未來各電源及儲能的變化

火電機組的運行小時數近期來看會比較平穩，長期來看會下降，從發電主力軍向調節性電源轉化。新能源仍處于優先消納的地位。儲能的收益來源：輔助服務市場，調頻服務費用比較可觀；目前峰谷價差不大，調峰收益風險比較大。

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新能源參與現貨如何進行報價及相關考核

新能源進入市場，報價全天是一條曲線，同時還要報第二天每小時預期的功率?？己朔矫?，日前允許 40%偏差，超短頻允許 35%偏差。結算方面，發電量的 90%按固定價格結算，10%按現貨市場價格結算。新能源在前期占比比較低的時候能搭上火電順風車，收益變會大。后期占比高后會下降。

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未來南方五省統一出清后，云南外送廣東的水電價格變化展望

專家預計電價會上漲。目前，云南和廣東還是簽訂中長期協議，價格按廣東的落地價格減去過網費，云南水電廠拿到的價格為 0.3 元左右。未來進入現貨市場后，假設廣東的現貨價格和過網費不變，云南電廠拿到的價格會變高。但目前推進區域市場的問題在于政府會有電量管控，并且農業用電還沒進入市場。

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未來用戶側參與報價后，若報價過低會如何影響？

用戶的報量報價一般是在日前市場，但實時市場還是比較剛性的。因為用戶的報量報價更多的是由售電公司去代理申報的，即使價格不合適導致沒有成交，用戶也仍然需要電。相當于是做了兩級市場，在一級市場去考慮需求側的量價信息，在二級市場根據超短頻的負荷預測剛性分配一些發電量。

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以上機制對負荷側，如虛擬電廠等新興主體會有影響嗎？

會的。會促進大家做需求側的管理，在高峰時會避開用電，低谷多用電或儲存電。同時，用戶要增強負荷的預測能力和管理能力。

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廣東省今年用電成本變化情況

各省用戶側成本都在 20%左右。廣東的平均價格在 0.53 元/千瓦時左右，其中 70%按年度電量 0.497 元/千瓦時（年度交易），20%按 0.554 元/千瓦時（月度交易），10%按現貨價格，平均價格比去年漲了大概 0.07 元/千瓦時左右。預計明年年度漲到 0.554 元/千瓦時左右。月度和現貨價格看煤炭的價格，煤炭價格如果下降，可能會到 0.4 元/千瓦時左右。

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市場價格信號對系統效率的影響

時間上的價格信號會激勵調節能力強的機組發電，去追蹤高峰價格信號，比如燃氣機組。同時激勵調節能力比較差，沒辦法追蹤高峰價格信號的去降低成本，比如高煤耗的老舊燃煤機組。一些調節能力差、成本高的就轉為備用電源，逐漸就被淘汰了；但百萬千瓦級低煤耗的火電機組盈利能力仍然較好。

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《廣東新能源試點參與電力現貨市場交易方案》解讀

在沒參與市場前，新能源所有發電量都是電網統購統銷的。在 2023 年之前，新能源參與市場是以中長期的角度去參與。其中一小部分去跟售電公司或一些有綠電需求的企業等用戶側做一些中長期的交易，在結算時有一部分電的價格按照雙方談定的價格結算。那這種模式其實是不算是嚴格進入現貨市場。在這個方案發布后，會選擇幾個風光的試點企業完全進入現貨市場。發電量由量價信息決定，如果報價不合適，就要棄風棄光，但是不納入國家棄風棄光率考核。價格方面，進入現貨市場的新能源企業目前 90%還是按照原來的價格機制來保障收益，剩下的 10%按照現貨市場價格。

這個規則跟過去的綠電交易做了區分。這個區分涉及到綠證的流轉。在初級階段，新能源企業要么參加綠電交易，要么參與現貨（90%的電量按原價格機制結算，10%的電量按現貨結算）。如果是綠電交易，綠證會流轉。如果是 10%參與現貨，由于目前國家還沒有規定，綠證和補貼應該都還屬于企業自身。

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當省內負荷曲線需求大于供給時，能不能從省外調電，響應速度如何？

（1）應急調度機制，在日前和日內都可以向南方總調進行協調，實時調動會比較緊張。省間調度價格的價格分兩種情況，缺電方購電價格按基準+20%的電價，電過剩售電價按基準-20%的電價。（2）發電機組會有上調的備用。（3）限電。

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核電的價格如何定，有沒有被壓制？

核電在 2022 年是沒有被壓制的，有 200 億電量，在成本沒變的情況下搭了火電的順風車，按 0.5 元左右的價格參與現貨。2023 年，可能會適時啟動核電價格調節，如果過高會實行利潤疏導，結算時考慮全市場的火電價格，最后回收一筆費用（未有明確政策）。

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火電的盈利狀況會怎么變化？

與沒進入現貨市場前相比，火電企業收益還是變高了。但至于能不能覆蓋成本，是和新能源的占比有關的。

如果在新能源占比比較多的省份，火電確實會被擠壓。

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目前 10%參與現貨市場，這個比例未來會提高嗎？

國家層面發布過一個文件要求中長期達到 90%，目前市場設置約束機制，不達標進行罰款。但現在各省都有放開的趨勢。

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簽中長期的時候會分煤電和綠電嗎？

目前簽中長期煤電、核電、燃氣電是不分的，但綠電是分開的。綠電的交易還有綠證。未來主要還是看綠證的疏導，理論上應該是全部合在一起交易。

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現在只有八個省參與現貨市場交易，未來發展對各類型的電源有什么影響？

不同的試點省各有特色?；痣姍C組未來會逐步向調節性能源去轉變，直接收益會減少，輔助服務費用會上升。新能源進入交易市場，價格根據本省的電源結構決定，同時環境溢價會增加收益。核電由于安全屬性要求較高，不用于調調峰，會有序進入市場，但大部分比例會由政府控制。水電分情況，如果是水庫發電是具備調節能力的，可以在高峰發電。市場通過價格去激勵供給側和需求的行為響應，調節能力越強，盈利能力越強。

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怎么看待獨立儲能？

抽蓄目前是電網公司去建設，相關費用以輔助服務費分攤給用戶。

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