‘壹’ 电力交易类型、交易电量、交易电价解析
电力市场经过四轮改革，从1985-1996年解决电力短缺地方政府筹资办电，到1996-2002年实现政企分开统一调度，再到2002-2014年厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网，最终在2015年起实现放开竞争性环节电价、放开配售电业务、放开发用电计划、建立相对独立的电力交易机构。
本文将从交易类型、交易电量、交易电价三个维度，解析电力市场发展现状，并帮助读者深入了解电力市场和电力现货市场，掌握发展趋势。
从交易类型角度看，电力市场以省内中长期交易为主，占比超80%，以外送为主的省间交易为辅。
在交易电量的视角下，全国市场化比例逐年提升，购售电策略对收益影响显着。
各省份交易规模数据显示，2020年与2019年相比，11省交易规模均呈增长趋势。
交易电价方面，燃煤上网电价改革以基准价+上下浮空间为特点，通过下浮托底、上浮提供利润空间的措施，鼓励燃煤发电参与市场化交易，扩大燃煤发电市场化交易范围。
火电企业市场电部分电价受电力供需及区域可再生能源比例影响，普遍低于标杆电价/基准价。
以广东为例，作为最活跃的省级电力市场，月度交易规模总量在2020年被长协挤压，但价差有所回升。云南市场市场化率全国领先，月度交易规模分布均衡，成交电价受汛、枯影响呈季节性波动。江苏市场则显示，市场化电量全国第一，年度集中竞价交易价格决定月度竞价价格。
电力市场未来趋势呈现中长期+现货，电能量+辅助服务的特点。现货市场整体开展情况良好，8大试点均已进行过连续结算试运行，现货市场加速推进。各地市场规则差异较大，但山西、山东、甘肃、蒙西四个地区实现了新能源参与现货交易。部分试运行结果显示，广东、浙江、山西及福建现货价格普遍低于基准价，其余地区出现高于基准价的出清价格。
面对现货市场的挑战，信息化手段是实现最优决策的关键。电力交易需要合理分配中长期及现货比例，根据度电成本、价格预测、负荷预测智慧报价，从而在竞争激烈的市场中获取优势。