产品经理如何理解电力现货交易？

前段时间有个群里讨论电力市场化的意义，顺带翻出了去年这篇《产品经理如何理解电力交易市场化？》。最近对电力现货市场交易接触越多，发现去年这篇只限于电力市场化概念化的理解，为此本篇探讨下对于电力现货交易的理解。

现货交易参与方

电力市场化实际有不同类型的市场：中长期和现货。中长期又按时间分为年/季度/月/旬/周/多日的，现货则主要是日前、日内和实时。电力市场化过程中，不同市场参与方大致相同，只有略微差异。

现货市场中又分为批发市场和零售市场。批发市场主要是发电企业、电网公司、交易机构、售电公司、电力用户等；零售市场则主要是售电公司、电网公司、交易机构和电力用户。也即批发市场偏向大规模交易，达不到交易门槛的电力用户主要在零售市场向售电公司买电，或者委托电网代理购电。电网公司主要起到输配电，获取输配电收益。

对于我们普通居民、农业、非盈利机构是不参与现货交易的，由政府规定的电价规则结算，因此普通老百姓感受不到电力市场化带来的冲击。

现货市场组织和管理方是电力交易中心和电力调度中心。电力交易中心起初由电网公司中控股，后逐步降低股份，由电力市场各参与方参股，形成良性的交易市场形成；电力调度机构则是保证电网安全稳定运行，提供电网输配电能力同时需要做到电网安全校核。

现货市场交易

市场机制的形成有赖于市场各方对于未来判断的偏差形成套利机会，现货市场中不同参与方对日前、日内和实时电价判断不同，会形成不同的交易决策。以发电侧参与方为例，判断交易日实际供需紧张，即日内和实时电价可能更高，就可以日前少报发电量，等到日内多出的发电量可以以更高价格结算，反之则反向操作。

对于日前和日内电价形成机制核心在于供需关系。电力交易中心提前拿到供需双方发电和用电需求，再结合区域外送/输入计划、发电厂和电网检修计划等信息，以电网安全做安全校核和全社会用电成本最低为目标，形成日前出清电价。

在运行日，根据电网最新的运行状态和超短期负荷预测，经过安全校核和经济调度计算出实时出清结果，形成实时出清市场价格。

为了给现货交易各方报价报量的参照，通常电力交易中心会提前披露市场各类信息，如负荷预测、发电或电网检修计划、外送/输电计划等，方便各方能以逐利为目标下，以市场化手段解决电力供需问题。

交易与调度

电力交易一个误区是，以为通过电力交易就能够降低电价。而实际情况是，电力市场化是希望通过利用市场化手段，将电力成本反映在终端价格上，优化社会资源配置，即「抓住中间，放开两头」。电网具有自然垄断性质，发电侧和用电侧需要通用市场化手段传导价格，优化资源配置效率。

电网企业具有社会福利的性质，保障社会用电安全是第一位的。电力市场化后，电网电网安全职责，实际是通过以往行政命令控制发电厂，代替为通过市场化为主的价格信号，引导发电厂发电。中长期和现货市场实际是供需确定性不断提高情况下，以价格引导成交，保障电网安全的手段。从而实现计划经济到市场经济的转换。

原来电网做调度，需要预测部门，提前做好日前母线负荷预测、系统负荷预测，日内超短期系统负荷预测和母线负荷预测，再辅以行政命令安排发电厂发电计划。现货市场机制下，这些预测的工作还是照做，只是除了支撑调度外，这些预测工作还要作为支撑发电与用电交易决策的辅助信息。

新能源交易

双碳目标下，新能源大量装机和并网，并参与电力交易是大势所趋。但新能源发电随性和波动性明显，且发电预测准度也有限，在现货交易过程中，往往新能源大发时价格低，新能源发电少价格高，新能源发电控制力弱，往往成为价格接受者角色。

今年五一时候，部分地区人们出游，又赶上新能源大发，甚至出现了短时间负电价的问题。未来解决办法一定是，通过储能设施平抑新能源带来的供需问题。另外新能源本身作为绿电，也需要更多的政策规则支持，从而更好支撑能源安全和减碳。

从这点看，就不难发现投资机构把储能看成数十年的长周期机会。就目前储能来看，度电价格还是非常高，国家强制新能源配储增加了新能源厂商的负担，储能领域亟需技术突破。

总结

不难发现，电力现货交易既有交易属性，本质上是通过市场参与者不同的预期和需求形成市场和套利空间，同时又受限于电力的物理属性，不能大规模存储和需要实时平衡，需要调度机构参与保障电网安全。同时新能源大力发展，又反向催生储能的巨大需求和交易规则的完善。