中國儲能網(wǎng)訊：
1. 廣東電力市場的交易品種以及出清機制
市場主要分為中長期交易市場和現(xiàn)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(xié)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(fā)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(xié)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。
現(xiàn)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(fā)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(qū)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(xiàn)貨市場是根據(jù)短期的供需關系形成一個分時的價格信號。
2. 現(xiàn)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(guī)律，峰谷差比較大，體現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)在凌晨時段，尖峰一般出現(xiàn)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。
3. 現(xiàn)貨市場未來發(fā)展規(guī)劃
（1）在省內，把更多類型電源納入現(xiàn)貨交易體系，目前主要是火電、核電進入現(xiàn)貨市場；單邊市場向多邊市場的轉化。（2）在省間，跟南方區(qū)域五省現(xiàn)貨市場統(tǒng)一出清。
4. 未來各電源及儲能的變化
火電機組的運行小時數(shù)近期來看會比較平穩(wěn)，長期來看會下降，從發(fā)電主力軍向調節(jié)性電源轉化。新能源仍處于優(yōu)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。
5. 新能源參與現(xiàn)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。考核方面，日前允許 40%偏差，超短頻允許 35%偏差。結算方面，發(fā)電量的 90%按固定價格結算，10%按現(xiàn)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。
6. 未來南方五省統(tǒng)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(xié)議，價格按廣東的落地價格減去過網(wǎng)費，云南水電廠拿到的價格為 0.3 元左右。未來進入現(xiàn)貨市場后，假設廣東的現(xiàn)貨價格和過網(wǎng)費不變，云南電廠拿到的價格會變高。但目前推進區(qū)域市場的問題在于政府會有電量管控，并且農(nóng)業(yè)用電還沒進入市場。
7. （1）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(jù)超短頻的負荷預測剛性分配一些發(fā)電量。
（2）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。
8. 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(xiàn)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(xiàn)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。
9. 市場價格信號對系統(tǒng)效率的影響
時間上的價格信號會激勵調節(jié)能力強的機組發(fā)電，去追蹤高峰價格信號，比如燃氣機組。同時激勵調節(jié)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(jié)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。
10. 《廣東新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》解讀
在沒參與市場前，新能源所有發(fā)電量都是電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)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(yè)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(xiàn)貨市場。在這個方案發(fā)布后，會選擇幾個風光的試點企業(yè)完全進入現(xiàn)貨市場。發(fā)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(xiàn)貨市場的新能源企業(yè)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(xiàn)貨市場價格。
這個規(guī)則跟過去的綠電交易做了區(qū)分。這個區(qū)分涉及到綠證的流轉。在初級階段，新能源企業(yè)要么參加綠電交易，要么參與現(xiàn)貨（90%的電量按原價格機制結算，10%的電量按現(xiàn)貨結算）。如果是綠電交易，綠證會流轉。如果是 10%參與現(xiàn)貨，由于目前國家還沒有規(guī)定，綠證和補貼應該都還屬于企業(yè)自身。
11. 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(xié)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(fā)電機組會有上調的備用。（3）限電。
12. 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(xiàn)貨。2023 年，可能會適時啟動核電價格調節(jié)，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）。
13. 火電的盈利狀況會怎么變化？
與沒進入現(xiàn)貨市場前相比，火電企業(yè)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。
14. 目前 10%參與現(xiàn)貨市場，這個比例未來會提高嗎？
國家層面發(fā)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(xiàn)在各省都有放開的趨勢。
15. 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。
16. 現(xiàn)在只有八個省參與現(xiàn)貨市場交易，未來發(fā)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(jié)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(jù)本省的電源結構決定，同時環(huán)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(fā)電是具備調節(jié)能力的，可以在高峰發(fā)電。市場通過價格去激勵供給側和需求的行為響應，調節(jié)能力越強，盈利能力越強。
17. 怎么看待獨立儲能？
抽蓄目前是電網(wǎng)公司去建設，相關費用以輔助服務費分攤給用戶。獨立儲能目前還覆蓋不了成本，還需要以共享租賃的方式向新能源企業(yè)獲取相關費用。
