电力市场常见术语解读 - 知乎

电力现货市场的一些常见术语应该如何理解？

接下来由本小仙带您一起学习吧！

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1. 市场成员

在我国电力市场成员主要包括市场主体、电网公司和市场运营机构。其中市场主体也就是电力交易的主体，主要包含各类发电企业、电力用户、售电公司、辅助服务供应商等。目前的售电公司有两类，一类是没有配电网经营权的独立售电公司，另一类是拥有配电网经营权的售电公司，电网公司已经全面退出售电公司业务。市场运营机构指的就是电力交易中心和电力调度中心，在美国成熟的电力市场中，二者是合二为一的，称为ISO（ISO，Independent System Operator）或者RTO（RTO，Regional Transmission Organization）。美国加州曾经有过把能量现货的交易中心和调度中心分设的失败的教训，而现阶段美国成熟电力市场中交易中心和调度中心一体化避免了机构的重叠，促进了市场交易和电网运行的信息沟通，实现了电网的可靠运行。 因此，交易和调度是否要合二为一也将是未来电力现货市场建设需要面临的一大考验。

2. 电力批发交易

电力批发交易是指发电企业、售电公司、电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过市场化方式开展的中长期电能量交易、现货（日前、实时）电能量交易以及辅助服务交易。

3. 电力零售交易

电力零售交易是指售电公司与电力用户之间开展的电能量交易活动的总称。

4. 中长期电能量交易

中长期电能量交易是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式，开展的多年、年、月、月内等执行日前（不含）以上的 多日电力（电量）交易。

5. 现货电能量交易

现货电能量交易是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过集中竞价方式、按节点边际价格出清的市场化交易方式，开展的日前和日内的现货电力（电量）交易。注意，现阶段现货市场开展较好的省份，也还是发电侧单边竞价的模式，暂时没有发电侧、用电侧双边竞价的条件。

6. 电力用户

目前我国现货市场中，电力用户分为市场用户和非市场用户，市场用户是指参与电力市场化交易的电力用户；根据用电规模，市场用户又可以分为电力大用户和一般用户，各省关于电力大用户的用电量标准各有定义；电力大用户既可以直接参与批发市场交易，也可以在零售市场向售电公司购电，一般用户只能选择向售电公司购电。

7. 交易限价

由于各种因素的影响，包括政策因素、市场力因素等，经上级部门批准，我国电力现货市场中，普遍都有申报价格上限和申报价格下限的设置，而欧美成熟电力现货市场往往是没有价格限制的（有也是那种很离谱的价格，几乎可以等同于没有限制）。

8. 非市场电量

非市场电量指政府定价的优先发电电量和基准价电量，由政府部门按年度下达，发电企业、电网企业签订厂网间年度购售电合同。我们也常把非市场电量称之为“计划电”，计划电与市场电夹杂的情况下，就会给现货市场带来不平衡资金的问题，这也是现阶段现货市场建设的重难点问题。以山东为例，山东于2020年5月16日～5月19日开展了为期四天的连续结算试运行，期间产生不平衡费用9508.19万元。

9. 不平衡资金

电力现货市场运行过程中，不平衡费用是无法明确具体承担主体，但在现阶段现货市场结算试运行时又不可避免的，且需要向全体市场主体或部分市场主体分摊或者返还的资金款项，其分摊返还的主要原则是“谁引起、谁承担；谁受益、谁分摊”。不平衡费用种类科目各省大致相同，主要有发电成本补偿类、阻塞费用类、偏差考核类、计划与市场双轨运行偏差类、辅助服务类、其他费用分摊类等。

10. 竞价空间

目前我国现货市场试点省份基本在日前市场都采用全电量优化、全时空配置的组织方式，并以次日全部省内用电需求预测和中长期外送交易结果作为竞价优化空间。

11. 出清方式

电力调度机构通过技术支持系统，基于市场主体申报信息及运行日的电网运行边界条件，以全网发电成本最小化为目标，采用安全约束机组组合（Security-Constrained Unit Commitment, SCUC）程序、安全约束经济调度（Security-Constrained Economic Dispatch, SCED）程序进行出清。现阶段，电力大用户（售电公司）参与现货交易时，采取“报量不报价”的方式，即所谓的发电侧报价、用户侧不报价的单边报价模式，用户申报的用电需求曲线作为自身参与日前电能量市场结算依据，不作为日前电能量市场出清的边界条件。随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现用户侧以报量报价的方式参与现货交易。

12. 节点边际电价(Locational Marginal Price, LMP）

指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本，简称节点电价。目前，节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。

13. 交易时间

运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日为运行日前一日（D-1），竞价日内由发电企业进行交易申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。我国电力现货市场处于起步阶段，因此现货出清时段为15分钟，而欧美成熟现货市场的出清时段都是5分钟，这也是电力现货市场改革的目标和未来建设的方向。

14. 日前市场出清

电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、联络线外送计划、各机组报价、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，以全网发电成本最小化为目标，考虑备用需求、断面极限等电网运行约束，以及最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束，经安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序计算，形成日前开机组合、各机组日前96点（现阶段）发电计划曲线。

15. 辅助服务

辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务指为保证电力系统安全、稳定运行和电能质量需要，根据并网调度协议规定的技术性能要求必须无偿提供的辅助服务，包括发电机组一次调频、基本无功调节等。有偿辅助服务指基本辅助服务之外提供的其他辅助服务，主要包括二次调频（自动发电控制AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动、需求侧响应等。

值得注意的是，在欧美国家电力市场中，调峰都是不作为辅助服务的，因为系统的峰谷负荷是可以精确预测的，调峰问题可以由日前能量市场（如果有日前能量市场）或运行方式部门（如果没有日前能量市场）做出的日计划解决。而我国由于计划体制、政策、市场改革程度等问题，则需要调峰服务，或许随着电力现货市场的推进建设，以后我们也不再把调峰作为辅助服务。

关于辅助服务产品的更细节介绍，可参见另一篇文章。

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