电力现货交易策略分析报告 第1篇
然而现货市场的价格波动非常大， 在一天之内、一月之内均存在大幅难以预测的价格波动，如下图4所示，山东市场的最低现货价格经常为-80元/MWh，高价能达到800元/MWh。市场交易双方需要通过中长期交易进行套期保值，帮助管理市场价格风险管理。在现货交易物理化的同时，为了帮助进行风险管理的同时又不干预现货市场的运行，中长期交易正在逐步金融化，其中最为典型的就是所谓的差价合约。
应用差价合同时，买、卖双方可以商定商品的履约价格（Strike Price）和交易数量。完成现货市场交易后，差价合同就可以按照如下的方式进行结算：
◇如果差价合同的履约价格高于现货市场价格，购买方需要向售卖方支付一定的补偿金额，它等于这两种价格的差价乘以合同规定的交易数量。
◇如果差价合同的履约价格低于现货市场价格，售卖方需要向购买方支付一定的补偿金额，它也等于这两种价格的差价乘以合同规定的交易数量。
这样一来，差价合同就可以使交易双方既能让全部电量参加现货市场交易，又能规避对应的交易风险，差价合同可以被认为是具有相同行权价格的买入和卖出期权组合。应用差价合约时，由于发用两方都存在预测偏差，因此发电方可以通过差价合约售电，也可以购电，用电方可以通过差价合约买电，也可以卖电。
电力现货交易策略分析报告 第2篇
在本部分我们使用山东电力现货市场的数据来分析现货市场的运行情况。主要有 以下两个原因：一是山东电力现货市场运行机制与山西相似，均分为日前与实时 市场按时刻、节点形成电价，且两个省份有大致相同的新能源装机比例。山东于 2022 年 1 月 1 日正式进入长周期连续结算试运行，并且第一次实现了独立储能参 与电力现货市场，因为，山东电力现货市场同样走在众省前列。其次，山东在长 周期连续结算试运行期间，每日会发布结算报告，有更为公开详细的数据披露， 能够将电价精确到每个小时。
截止 4 月 30 日，山东省自主参与市场交易的直调公用电厂 52 家（162 台机组）， 独立储能电站 4 家，自主签订中长期合约、参与现货市场交易的集中式新能源场 站 3 家，地方公用电厂 1 家。 以山东实时现货市场 4 月的运行情况数据为例，4 月份山东实时现货市场有 22 天 出现了负电价，出现负电价的时间段集中在上午 8 时至下午 4 时这 8 个小时内。 根据能源局数据，截止 2 月份，山东省的 6000 千瓦及以上的总电力装机为 ，其中，风电装机 ，光伏装机 ，新能源装机占比达 20%。 不难发现，负电价的时间点为光伏的主要出力时间点，结合风电的出力曲线，我 们合理推测负电价出现的原因是该时段新能源大发，而用电需求相对并不旺盛（4 月份日调度最高用电负荷出现在晚 19 时左右），供大于求从而导致出现负电价。
现货市场价差大，为储能发展创造有利条件
山东现货市场峰谷价差大，具体来看，山东实时现货市场 4 月平均价差为 元每兆瓦时，其中最高价差为 1380 元每兆瓦时，出现在 4 月 19 日，最低价差为 元每兆瓦时，出现在 4 月 4 日。高价差的现象为储能创造了更大收益空间， 储能不仅可以通过调峰调频赚取辅助服务费用，还可以进入电量市场，在负电价 的时间段购电进行储能，在高电价时间段放电以获得价差。
以 4 月 19 日为例，当日最高电价出现在 1 时，最低电价出现在下午 13 时，其中 1-6 时电价均保持在 600 元/兆瓦时以上，而 9-16 时均维持在 0 元/兆瓦时左右。 辅助服务机组可以在 1-6 时放电，9-16 时储能，获得稳定高于 600 元每兆瓦时以 上的利润空间。即使是价差最低的 4 日，也可以保证稳定的利润空间。4 日 1-7时电价保持在 250 元每兆瓦时以上，而 9-15 时电价维持在-80 元每兆瓦时，这意 味着当日可以获得 330 元每兆瓦时的稳定价差收益。
山东独立储能率先进入电力现货交易
山东是第一个独立储能进入电力现货市场的省份。独立储能电站可以自主选择参与调频市 场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安 全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机 组同台竞价。2 月 25 日，山东电力交易中心发布了省内 3 家储能设施注册生效信 息，分别是海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云），随 后3月10日，华能济南黄台发电有限公司又具备了自主参与电力现货交易的资格。
电力现货交易市场峰谷价差打开了储能盈利空间。山东省能源局数据显示，截至 3 月 7 日，三家储能电站充电最低价 元/千瓦时，放电最高价 元/千 瓦时，最大峰谷价差 元/千瓦时。3 月 2 日至 3 月 7 日，3 家储能电站先后 充、放电 17 次，累计交易电量 万千瓦时；截至 3 月 16 日，4 家电站完成 充放电 56 次，累计交易电量 万千瓦时。据此预测，600MWh 独立储能电站 参与电力现货交易市场，一年可获利 亿元左右。
电力现货交易策略分析报告 第3篇
在新型电力系统中，新能源在电力供给中所占比例持续上升，未来将成为我国电 力供应的中坚力量。然而，风电和太阳能发电等新能源电力系统存在较强的不可 控性，严重影响电力系统的频率稳定性和电压的稳定性，难以保障社会用电需求。 因此，在保证社会正常的用电质量的情况下，实现以新能源为主的新型电力系统 转型，必须有大量的储能灵活资源作为支撑，通过储能资源的调配保持电压频率稳定、以及可靠的备用电源。
3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》， 提出增强电源协调优化运行能力，加快推进抽水蓄能电站建设。力争到 2025 年， 抽水蓄能装机容量达到 6200 万千瓦以上、在建装机容量达到 6000 万千瓦左右。 新型储能方面，2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动 新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年新型储能装机规模达到 3000 万千瓦 以上，该意见提出要完善政策机制，营造健康的市场环境，健全新型储能价格机 制。 3 月 21 日，国家发改委、国家能源局发布关于印发《“十四五”新型储能发展实 施方案》的通知，要求明确新型储能独立市场地位，丰富新型储能参与的交易品 种，到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化 应用条件。
从省级层面看，全国已有超过 20 个省（区、市）出台了新能源配建储能相关政策， 要求新能源项目配置 5%—20%、1—2 小时的储能项目，个别地区如新疆新能源配 储能比例达到 25%左右。我们预测，在新能源装机容量占比越高、新能源发电量 越高的地区，电力系统对灵活性的要求越高，这些地区更需更需要加快电力现货 交易市场建设和储能发展。 比较 31 个省份（区、市）在 2022 年 2 月 6000 千瓦及以上的新能源装机容量占比， 我们发现，青海省新能源装机占比最大，达到了 ，甘肃为 ，宁夏为 ，河北 ，北京最低只有 ，整体呈现出西北和东北比例大，东 南比例小的格局。比较这些地区 2021 年全年的新能源发电量占比，青海省最大达 到了 ，甘肃为 ，宁夏为 ，北京最低为 ，与装机容量呈 现出一致的趋势。
各省份（市、自治区）的装机结构与资源禀赋总体契合。我国陆上光照和风资源 较好的地区集中在东北、华北、西北和西南地区，东南各省海风资源丰富，适合 发展海上风电。鉴于我国三北等地区在保障电力供应和实现双碳目标中的重要地 位，我们认为东北、华北、西北等地更需要加快电力现货交易市场建设和储能发 展。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
电力现货交易策略分析报告 第4篇
随着新能源渗透率的提升，一次能源价格波动加剧，电力现货市场价格也呈现大幅波动态势，用户负荷曲线不一样，那么对应的购电成本与套餐也不相同，需要一企一策地开展售电服务。
如图8所示，由于一天之内现货价格的高低变化十分明显，用电曲线优化将会显著地影响企业的用电成本。以2021年11月的电力现货市场交易为例子，如下图8所示，针对三种不同用电曲线的用户，即中午多用、晚上多用与平均用电，分别计算得出它们的用电成本为361、450、436元/MWh，相差到1毛钱上下。
结论：电力现货市场条件下，价格分时化，由传统的一月一个价变成一月2880个价格；电量交易标的分段化，由传统的一月一个量变成一月2880或者720个电量，电力市场发生了颠覆式变化。这导致电力现货市场中的中长期交易金融化与连续化，唯此才能更好地保障安全、控制风险。因此市场主体需要适应这种变化，建立高频交易能力，实现连续滚动交易，设计合理的批发市场交易策略与组合，在零售市场上进行一企一策的零售服务。
电力现货交易策略分析报告 第5篇
2015 年起我国开始新一轮电力体制改革，逐步建立以中长期交 易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场，在全 国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。近年，电力市场 化快速推进，但仍然以中长期交易为主。 2017 年，国家发改委、能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的 通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘 肃 8 个试点地区积极推进现货交易。2021 年 5 月，两部委选择上海、江苏、安徽、 辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点。
2018 年，《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》放开四 大高能耗，完善市场交易定价机制；《关于征求南方（以广东起步）电力现货市 场系列规则意见的通知》标志着我国首个现货交易规则面世，广东开启现货试点。 随着，电力交易市场的不断推进，我们亟需剖析现货市场能带来哪些变革：对电 力的价值发现、新能源的消纳、辅助市场的建立等有哪些促进作用。我们写这篇 报告的初衷是想通过分析山西、山东等电力现货市场，拨云见日，弄清若干问题。 我国从 2004 年起实施煤电标杆上网电价机制，标杆电价由各省份发电的平均社会 成本和合理的收益率确定，发改委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电 价进行一年一度的调整，由此形成“煤电价格联动”。全国性的煤电标杆上网电 价调整共有 12 次，其中 7 次上调、4 次下调，1 次调整全国不统一。
2016 年 12 月 29 日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂 行）》通知，计划即日起在全国范围内开展电力中长期市场交易，发电企业可以 通过市场竞价形成上网电价、创造售电收入。 为了进一步建立市场化电价形成机制，2019 年《关于深化燃煤发电上网电 价形成机制改革的指导意见》决定，从 2020 年 1 月 1 日起，对尚未实现市场化交 易的电量将取消煤电价格联动机制，并将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮 动”的市场化机制。基准价按各地标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过 10%、 下浮原则上不超过 15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定。
中长期电力市场化交易一定程度上解决了电价不能及时反映电力供需和成本的问 题，但问题仍然存在。我们仍需建立现货交易市场，完善市场化交易体制，一方 面让价格随供需和成本实时波动起来，一方面起到促进新能源消纳的作用。 现货市场具有价格发现功能，能够及时体现供需和成本 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》， 规划提出，到 2025 年，单位 GDP 二氧化碳排放五年累计下降 18%，非化石能源消 费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到 39%左右。我国大力发展新能 源的政策趋势没有改变，要积极发展新能源，就必然要建立适应新能源发展的电 价机制，以有效应对新能源成为主体能源可能出现的消纳问题。 以煤电企业为例，中长期交易能体现“趋势”，却不能及时体现“突变”。
火电 作为我国当前主体能源，2004 年-2015 年，一直实行标杆电价和煤电联动机制， 由于煤电联动频率较低，电价仍然滞后于煤价。2015 年-2020 年，市场化交易推 进，由于电力供需宽松，火电企业往往在市场化交易中让利，火电企业出现了交 易规模增大但综合电价降低的情况，下游企业享受了电价下行的红利。2021 年下 半年以来，煤价暴涨，但是中长期交易电价反应严重滞后，并不能反映市场真实 的供需情况和实际的发电成本，造成了火电大面积亏损，再次陷入“越发越亏” 的困境。2021 年 10 月 11 日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上 网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动 原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，电力现货价格 不受上述幅度限制。
煤电企业亏损原因在于燃料成本无法及时传导到下游的用户侧。核心的矛盾在于 煤价实时波动，而电价形成频率较低。实际上，2021 年发布的《关于进一步深化 燃煤发电上网电价市场化改革的通知》是解决这一问题的重要举措，且已经取得了初步的成效。根据各省电力交易中心公布的数据，2021 年底和 2022 年初的中 长期电力交易价格较基准电价的上浮比例接近 20%，这预示着中长期电价已经开 始随煤炭价格而波动，有助于将煤炭上涨的成本通过电价转移到下游企业，而不 是由火电企业一力承担。
但这个问题并没有得到根本的解决。现有的市场交易以中长期为主，一方面，中 长期交易存在合约期限较长，不能随着短期煤价的波动而更改的问题；另一方面， 《通知》将非高能耗电力交易价格浮动比例控制在 20%以内，成本传导十分有限， 大都还是煤电企业在为高煤价而买单。 基于以上情况，电力现货交易更能实时反映市场供需情况，并且可以及时反映成 本，优化资源合理调配，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。 从实际合约签订和市场化交易运行情况来看，中长期的交易是市场化交易的主要 部分。根据中电联数据，2021 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 亿千瓦时，其中全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 亿千瓦时，占比达 80%。
而中长期合约的签订往往是按照较长的时间段签订一个 固定的价格，以山西的电力市场交易机制为例，中长期合约合同按小时分为 24 个时段，以每个时段的电量为交易标的。山西的电力交易机制是目前最为先进的 交易机制之一，但中长期合约的签订也只能精确到以小时为单位，且每日同一时 间段的价格一致。这种合约的签订方式并不能精准预测未来一段时间每个小时之 内风光资源的多少和用电需求的高低，只是一种基于历史经验的预测。 而现货交易市场由于其实时交易实时结算的特性，可以更好地发现价格。每 15 分钟形成一个节点边际电价作为该时段的市场出清价格的交易机制，可以实时反 映该时间段的市场需求以及风、光资源的强度，并且让火电和储能有了更多的盈 利空间，可以在用电高峰时以较高电价售电。
现货市场有助于新能源消纳，弥补新能源劣势
弃风弃光问题由来已久。据国家能源局发布的《2016 年风电并网运行情况》，2016 年全年“弃风”电量 497 亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半，全国平均“弃 风”率达到 17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达 43%、38%和 30%。弃光 问题同样严重，2016 年仅西北地区“弃光”电量就达 70 亿千瓦时，平均“弃光” 率近 20%，新疆、甘肃“弃光”率高达 32%、30%。 通过优先消纳和消纳责任权重机制，弃风弃光不断改善。2016 年，《关于做好风 电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》要求各地核定风电、光伏发电最 低保障收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优 先等级优先发电。2019 年， 决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，促进可再生能源电力消纳。2017-2021 年，弃风率从 12%降至 ，弃光率从 6%降至 2%。
作为未来的主体能源，优先消纳不是长久之计。据新能源消纳监测预警中心数据， 2021 年全年全国弃风电量 亿千瓦时，风电利用率 ，同比提升 个 百分点；弃光电量 亿千瓦时，光伏发电利用率 ，与去年基本持平。虽 然，全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。 特别是在冬季风电利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。
弃风弃光原因之一在于新能源发电和用电曲线不匹配。以湖北省为例，根据省级电网典型电力负荷曲线，湖北省工作日典型负荷 曲线高峰出现在晚上 21 时左右，下午 14-16 时用电需求保持在高位水平；节假日 典型负荷曲线高峰出现在晚上 18 时左右，下午 15 时至晚上 22 时保持高位水平。 而湖北省主要风电场出力变化曲线“一峰一谷”的特性，但均在夜间 22 时到 5 时之间出力较大，白天 12 时到 17 时出力较小。风电场最大出力可达到装机容量 的 90%以上，可见风电出力具有明显的反调峰特性。光伏出力曲线变化规律较为 一致，呈现“单峰”的特性，在中午 12 时到 14 时之间出力较大，晚 20 时到早 5 时无出力。这表明新能源发电的峰值时期和用电高峰期并不匹配。
弃风弃光另一个原因在于间歇性和电网调度不匹配。长期以来，我国电力管理运 行以执行“计划调度”为主。电厂、跨省跨区通道实行计划电量，调度部门通过 具体运行安排实现计划目标。具体调度方式是充分“计划”的，通过提前安排电 厂发电曲线、输电通道送电曲线等，实现系统安全稳定运行。但风电和光伏发电 的不确定性大，何时能发电、能发多少电完全取决于自然条件，很难提前预估， 更不用谈提前“计划调度”。 新能源的消纳问题涉及发电侧、电网测和用户侧三方。所以，可以通过发电侧配 比储能适应电网、电网侧信息化提升、用户侧调整用电习惯等方式解决新能源消 纳问题。 辅助服务解决新能源发电间歇性和电网调度不匹配的问题。发展以储能和调峰调 频为代表的辅助服务，可以有效解决新能源发电间歇性问题，以适应电网调度。
2015 年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，按照谁受益、谁 承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，约定各自的辅助服务权利 与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。随后，2017 年国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，进一步完 善参与辅助服务的市场主体以及电力辅助服务分担共享机制。 提供辅助服务的火电机组得到补偿，受益消纳改善的新能源分摊费用。根据国家 能源局数据，2018 年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4176 家，装机容量共 亿千瓦；补偿费用共 亿 元，占上网电费总额的 。火电机组是补偿费用净收益方，得到补偿费用 亿元；风电、光伏、核电是分摊费用净支出方；水电分摊和补偿基本持平。
辅助服务参与现货交易是大势所趋。电网调节式的辅助服务实质上是另一种计划 调度，而非完全市场行为，资源配置不够优化。2021 年 12 月，国家能源局关于 印发《电力辅助服务管理办法的通知》，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服 务的并网主体，明确通过市场化竞争方式获取的电力辅助服务品种的相关机制。 2021 年 5 月，发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确以 竞争性方式形成电量电价,发挥现货市场在电量电价形成中的作用。辅助服务参与 现货市场电力交易，能够有效发现辅助服务价值，合理配置辅助服务资源，提升 辅助服务利用效率，促进辅助服务快速发展，是大势所趋。
现货交易可以引导用电侧据“风”据“光”生产，解决新能源发电和用电曲线不 匹配问题。以山东现货市场的数据为例，4 月份，中长期交易的加权平均价格稳 定在 375 元每兆瓦时左右，波动幅度不大。而 4 月 1 日实时现货交易市场的价格 在-80 元每兆瓦时到 元每兆瓦时波动。多个时段出现负电价，主要原因是 午后光伏发电出力较大，电力供大于求所致。现货交易价格的高波动性，会引导 用电侧在低电价时段加大生产，既节约了用电成本，也提升了新能源的利用率， 使得新能源发电和用电曲线趋于匹配。
现货市场的边际价格出清机制确保了优先消纳新能源电力。火电由于存在燃料成 本往往存在边际成本，但以风、光为首的新能源电力边际成本接近于 0，这使得 新能源在以边际价格出清机制确定交易量的现货市场中可以优先交易，进一步促 进了新能源的电力消纳。 现货交易机制通过引导辅助服务价值发现、用户侧侧据“风”据“光”生产、电 网信息化提升，解决新能源发电和用电曲线不匹配、间歇性和电网调度不匹配等 一系列问题。现货市场的大范围、短周期的交易方式，可以快速消纳短时、大量 的新能源电力，促进新能源消纳和发展。