2018年7月初，南方能源监管局组织召开南方(以广东起步)电力现货市场交易规则专家研讨会暨市场监管研讨会。广东电力现货市场规则初步确定为一个基本规则和八个实施细则的“1+8”模式，以运营基本规则为基础，从现货电能量交易、中长期交易、交易结算、市场管理等八个方面对电力现货市场的运行进行细化规定。
本文将从供需两侧所关注的业务角度，预测分析广东电力现货交易规则的一些重点，对市场参与主体所关注的现货阶段“量和价”进行分析。
为了更轻松地理解现货市场及交易规则，我们先来认识5个专业词汇：
1、 节点电价：在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他资源工作特点的情况下，在电价节点增加单位负荷需求时的边际成本。节点电价由系统电能价格和阻塞价格两部分组成。
2、 阻塞盈余：由于线路阻塞的存在，导致不同节点的节点电价不同。在广东现货初期，用户侧采用全市场节点的加权平均电价作为结算价格。这会出现发电侧有的机组节点电价低，而用户结算电价高，两者之差即阻塞盈余。美国采用金融输电权分配阻塞盈余，我国可考虑用于交叉补贴或用于消除某些输电阻塞的电网建设资金。
3、 典型分解曲线：是指电力交易中心与调度机构根据相应省级电网历史的系统负荷特性制定和发布。通常分为年度、月度、周及日典型曲线。
4、 绝对电能价格：在电力市场化交易中，各市场主体参与申报以及最终出清成交的电能量价格，即绝对电能价格，这与目前广东电力中长期市场所采用的价差传导模式有本质区别。
5、 负荷预测：电力负荷预测分为系统负荷预测和母线负荷预测。系统负荷预测是从整体概念上预测负荷的大小，也是我们通常所说的对用电整体情况的预测。母线负荷预测是对变电站下网的各条母线，即电网的节点负荷进行预测，主要用于电网安全校核计算。
一、用户侧申报电量怎么分解
广东电力现货市场第一阶段已经明确，日前电能量市场采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”。进入现货市场，售电主体需要直面的第一个问题就是中长期合约电量要全部分解为每日分时电量曲线。
对于中长期合约分解曲线而言，典型合约集中交易分解曲线包括年度、月度、周典型曲线。
1、年度典型分解曲线，会在每年11月上旬开展，按照Y+M+D1，Y+M+D2，Y+M+D3三类分解曲线，其中Y是根据年度历史负荷或电量数据，确定分月电量比例，实际上是将年度电量数据进行月度分解;M是根据历史日负荷或电量数据，确定工作日、周末及节假日等典型日电量曲线，即将月度电量数据分解为日电量;D是典型日内分时负荷曲线。
2、月度典型分解曲线，在每月第四周开展，按照M+D1，M+D2，M+D3三类分解曲线，M为月度电量分解为日电量，D为日电量分解为24小时分时负荷曲线。
3、周典型分解曲线，按照M+D1，M+D2，M+D3三种形式分解曲线，M为周电量分解为日电量，D为日电量分解为24小时分时负荷曲线。
对于分时曲线的三种形式D1、D2、D3，根据日内分时负荷特点，按峰谷平、平均负荷及高峰负荷曲线三种类型分解。
二、发电侧、用户侧价格如何结算
从上图我们可以了解节点电价的概念，以及发电侧和用户侧的结算价格定义。下面我们通过一个案例来阐释如何确定供需侧结算电价。
以简单的4节点系统为例：热电#1机、热电#2机最大发电能力分别为300MW和500MW;NODE_A与NODE_B之间存在输电阻塞;LMP_a= LMP_c =400;LMP_b= LMP_d =450;
根据前面所讲的现货结算规则，我们得出以下结果：
发电侧：发电机组以机组所在节点的小时平均节点电价作为结算价格，所以，热电#1机按NODE_A的节点电价400结算，热电#2机按NODE_B的节点电价450结算。
用户侧：售电公司、批发用户以每小时全市场节点的加权平均综合电价作为结算价格，即Load1与Load2的结算电价一致，都是全市场节点加权平均综合电价，即：(200*400+300*450)/(200+300)=430元/MWh。
在现货市场初期，考虑到售电公司和批发用户更容易参与市场，在用户侧采取全省统一节点电价的方式是可取的，但是也要充分意识到，节点电价由系统电能价格和阻塞价格两部分组成。
采取节点电价的真正目的和意义是产生价格信号引导作用，对于节点电价比较高的地区，电力消费者会减少电能的使用，而对于节点电价比较低的地区，则鼓励用户多用电能，从而在一定程度上削弱了两地间的输电阻塞，避免电源和电网的盲目投资建设。
所以随着现货市场的不断推进，笔者认为用户侧的结算电价会逐渐由全省统一节点电价过渡到同一地市统一节点电价，最终过渡到物理层面不同的电力网络节点不同节点电价。
作者宋小松，曾任职于国网公司某省级调度部门，负责区域内全网电力电量平衡、安全校核、发电厂发电计划及“两个细则”考核等管理工作。本文为远光软件宋小松撰写专题系列之二《 电力现货市场：售电公司在这里崛起之电力现货交易规则重点预想分析》。
