9月19至21日，广东电力交易中心举办了南方(以广东起步)电力现货市场培训班，宣贯电力现货市场建设方案与具体规则。这是广东省现货市场方案征求意见稿公布后官方首次对其做出公开解读。
对于发电企业、售电公司和大用户来说，培训是一次重要的学习机会。在三天的培训结束之际，一位来自售电公司的学员表示：“以前售电纯粹是贸易，现在不同了，需要全面理解电力市场。”
此次培训涉及现货市场、机组发电成本测算、中长期市场、辅助服务市场、结算、市场管理、信息披露等十余节课程，信息量很大。eo记录了此次培训中的重点内容以及主讲专家对学员的答疑。广东电力交易中心已经将此次培训的全部课件公布在官网上，没参加培训也有机会学习。
现货市场：理解节点电价
传统的调度运行模式是节能调度、三公调度，以能耗最低或电量完成率均衡作为安排机组发电的目标。电力现货市场中，根据发电机组的报价，以全社会发电成本最低为目标安排机组发电。
现货市场基于市场成员申报信息以及电网运行边界条件，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)程序进行优化计算，出清得到日前市场交易结果。在满足电网运行、机组运行约束的前提下，优先调用系统中报价最低的发电机组。
现货市场采用节点电价定价机制。节点电价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的边际成本。
节点电价由系统电能价格与阻塞价格构成。系统电能价格反映全市场的电力供需平衡情况，阻塞价格反映节点位置的电网阻塞情况。节点电价反映电力商品在不同地点的价值。
报价时，发电机组运行在不同出力区间时单位电能量的价格，可最多申报 5段，每段需申报出力区间起点、终点以及该区间报价。申报价格将设置上下限。
售电公司和批发用户申报运行日的用电需求曲线，即每小时内的平均用电负荷。用电需求曲线仅作为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。
售电公司和批发用户申报的日前需求曲线与实际用电曲线出现较大偏差时，按照结算规则将超出允许偏差范围的价差收益纳入平衡资金处理。
偏差收益处理机制意在限制投机，如在负荷高峰时段通过减少负荷或者在日前市场故意多报用电需求来套利。但有售电公司对于这一机制提出异议，认为出现较大偏差未必就是投机套利，也可以是用电主体根据市场情况进行需求侧响应的表现。
现货市场在出清前设置市场力检测环节。只有发电机组电能量报价不高于市场力检测参考价格时，才能通过测试，直接参与市场出清。市场力检测参考价格由政府部门发布。
此外，在市场运行初期，调频辅助服务市场与现货电能量市场采取分开独立运行的方式。在现货市场出清过程中，须根据市场规则计算调频辅助服务的预出清和出清结果，预留调频容量，修改相应机组的出力上下限，再据此计算出清结果。
Q：售电公司代理的用户分布在各个节点上，负荷低的地区的电价将会被负荷高的地区把电价所拉高。这是否会影响到低负荷地区参与市场的积极性?
A：市场初期，考虑到售电公司暂时不具备按照节点申报电量电价的能力，目前采用的是区域式的节点电价，售电公司把他所代理的用户进行打包，统一进行电量申报，不用区分用户在哪个区域哪个节点，这也节省售电公司申报的复杂性。
而对于用户地区电价差异问题，在输配电价上已经体现了这部分的差异，最终用户电度电价同样也会反映出不同地区的电价。
中长期市场：复杂性在市场主体
现货市场建立后，中长期市场也将迎来重大变化。中长期交易合约由物理合约转变为差价合约，同时交易品种大为丰富，交易频次提高。主讲专家开宗明义：“现货市场的复杂性在平台侧，而中长期市场的复杂性则在市场主体。”
中长期市场的设计基于如下五个设计理念，前三点用于保证市场的流动性，后两点则立足控制市场风险，限制投机套利。
1、建立场内集中竞价与场外双边协商相结合的中长期交易模式
2、建立基于差价合约和曲线分解的中长期交易模式，有效匹配集中式现货市场
3、建立多频次的中长期常用合约集中交易模式，规避现货市场价格波动风险
4、合理控制市场流动性
5、建立广东中长期市场交易担保机制
在培训中，主讲专家专门强调了“标的月”这一概念。区别于交易月，标的月指中长期交易电量的所属月份。专家表示，在中长期交易规则中所提及的月份，多数是指标的月。
中长期市场交易品种基本情况如下图：
(来源：广东电力交易中心)
在中长期交易批发市场中，除了年度集中竞争交易，买卖主体不再做限定，发电企业可以买电，售电公司可以卖电。但是，发电主体买入的电量不能超过其卖出量，用电主体卖出的电量不能超过其买入的电量。
专家表示，未来交易员的工作可能变得十分繁忙。但对于每一次交易，市场主体可以根据自己的情况选择参加或不参加。
现货环境下的中长期合约与现有的中长期合约相比主要有以下五点差别：
(来源：广东电力交易中心)
现货市场启动后，价差模式将成为历史。电能量市场交易中，市场主体申报以及成交的价格为电能量的绝对价格，不再采用现行的价差传导模式进行交易。
绝对价格模式下，不同成本机组如何在同一平台竞争?根据广东省经信委介绍，广东省的思路是对现行政府定价相比燃煤机组标杆电价高出一定范围的 B类机组( 如水煤浆机组、 煤矸石机组、 高成本燃气机组等)根据一定标准给予补贴，补贴资金由市场化用户分摊。
未来，中长期差价合约结算将采用结算参考点。现货市场启动初期，广东市场使用全市场统一结算点，该结算点的日前电能量市场价格为相应时段全市场节点的加权平均综合电价。专家表示，下一步会考虑设置分区节点电价，但初期采用统一结算点，便于推行。
另外一个重要的新概念是“分解曲线”。市场主体需要将中长期合约电量分解到每一天的每一个小时。其中，双边协商交易和挂牌交易可以按照市场主体自定义的分解曲线分解到每个小时。集中竞争交易需要按照交易机构提供的常用分解曲线(峰平谷曲线、全天平均曲线、高峰时段曲线)分解电量。基数合约仅发电机组参与，用于转让基数电量，不需要自行分解曲线。
在为市场主体提供多种交易选择的同时，交易规则也对交易中的价格、交易量做出限制性规定，以控制市场风险。
综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力，中长期市场对双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易、基数合约交易设置市场成交价格上下限，对集中竞争交易设置申报价格上下限。
交易电量限制计算方法如下图，可申报电量不能超过月度净合约量和月度累计合约量的上限。此外，交易电量也不能超过预缴保函对应的可交易额度挂钩。专家建议，市场主体不要过早将标的月的可交易额度用完，以避免后期缺乏调整手段。
(来源：广东电力交易中心)
主讲专家提醒，现货市场价格波动风险包含电能价格波动风险和阻塞费用波动风险两部分。中长期合约能够锁定电能价格，阻塞费用的波动风险需要提前评估，合理制定交易策略。
Q：为什么采用双结算的方法而不是单结算?
A：主要基于尊重调度运行的基本模式的考虑，日前不做结算的话，报价具有任意性，对电网的计划安排有风险。单结算对于用户来说也有价格波动风险，日前结算能够平缓实时波动。
Q：现货市场启动后将使用绝对电能价格，2019年长协按哪种价格模式签订?
A：预计2019年会分两段运行，在某个时间点切换新旧机制。建议先按价差模式谈全年的长协，但在合同中约定规则转换后如何切换。
Q：签订场外对赌协议，不提交交易中心，这种做法在规则和政策中是否禁止?
A：没有问题，但显然风险很大。交易中心会尽力做好对市场主体的服务。
调频辅助服务市场：转入带结算试运行
调频是目前广东唯一一个已经进入试运行状态的现货品种。2017年底，南方(以广东起步)调频辅助服务市场开始模拟运行，今年9月1日转入试运行。
与山西、京津唐等地区的调频市场不同，广东将把常规水电机组纳入市场主体范围，天生桥一级水电站、天生桥二级水电站、龙滩电厂属于点对网送广东电厂，也属于调频市场主体。
调频市场交易组织采用日前报价、日内出清的模式。发电单元报价完毕后，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至中标调频容量满足系统调频需求，最后一台中标机组的报价即为出清价格。
根据广东中调在培训中提供的数据，2018年上半年，广东市场共交易调频里程 972.06万兆瓦，调频总收益3.6亿元，平均日调频补偿费用198.02万元，机组平均申报价格10.50元/ 兆瓦，平均成交价格38.21元/兆瓦。
每兆瓦三十多元的价格在全国各省和地区的调频交易(补偿)之中可谓遥遥领先。不过主讲专家表示，数据仅供参考。模拟运行期间，仅广东中调范围内火电机组参与，试运行后，南网总调、广州中调、深圳中调范围内符合条件的机组均纳入其中。模拟运行期间，出清结果不作为结算依据，而9月起调频市场转入带结算试运行。因此未来调频市场的价格水平还会变动。
从模拟运行情况看，燃机在调频市场表现除了较强的竞争力。上半年，机组数量仅占全市场21%的燃机获取了全市场收益的67%，完胜煤机。
为了便于现货市场起步，初期考虑能量与调频市场相对独立运行，待现货市场运行成熟后，广东将通过能量、调频市场和备用市场的联合出清，实现全系统的购电成本与购买辅助服务成本之和最低的优化目标。在现货市场中，发电企业将面临参与调频还是参与电能量交易的选择，性能越好的机组选择余地越大。
Q：未中标机组被调度强制调用如何结算?
A：不再使用统一出清价格，按机组申报价格结算
Q：储能与火电机组联合调频时如何确定机组容量?储能容量是否包含在内?
A：预计储能的容量不会包含在机组容量里，因为储能装置有时间限制，比如可能只能连续工作1小时。但在特殊情况下，直接调用储能，应该可以确定其容量。
信用管理：早点准备保函和评级
先说今年的部分。广东省从2017年底起开始要求售电公司提供履约保函，当时保函的收取晚于2019年年度长协的签订。但在今年，保函将与2019年长协挂钩。来自广东交易中心的专家提醒：年度长协大战在即，售电公司要提前考虑保函事宜。
另外，售电公司信用评价预计将于今年第四季度开展，售电公司需要提前准备数据、审计报告等支撑材料。
在未来现货市场中，信用额度和履约风险将成为重要概念，因为他们直接与市场主体在某一时刻的交易量乃至于能否参与交易挂钩。
履约风险包括交易履约风险和结算履约风险两类。交易履约风险是指市场主体参与中长期市场引起的履约风险。结算履约风险指市场主体进行结算相关活动的履约风险，由市场主体的历史欠费、未到期账单费用、已清算交易费用、未清算交易费用四部分组成。在任何时候，信用额度都必须大于履约风险，否则市场主体无法交易。
信用额度的获得有两个途径：无担保信用和担保信用。无担保信用取决于市场主体的有形净资产规模和信用评价等级两个因素。无担保信用的上限是5000万人民币。担保信用则由市场主体提供的保函额度确定。
信用评价初期只针对售电公司和直购电大用户，主要考察基本情况、交易行为和财务情况三类指标。在财务指标方面，市场主体须向交易中心提交专业机构出具的无保留意见的财务审计报告。未提交的，该市场主体相关评价指标计0分。尚未开展电力市场化交易、无法出具财务审计报告的市场主体适用另一套初始信用评价标准。
与现行的保函规则不同，现货市场中市场主体需要提供两类保函：第一类是交易履约保函，用于覆盖交易履约风险，保函受益人为广东电力交易中心，第二类是结算履约保函，用于覆盖结算履约风险，受益人为广东电网公司。
未来交易中心将建立信用预警机制，根据信用额度覆盖风险的程度不同，分别采取预警、告警、暂停交易资格等措施。
Q：一个用户与多家售电公司签订代理合同怎么办?
A：交易系统中有代理关系确认环节，用户在系统中选择哪家公司决定了事实上代理关系的确立。但用户的这种行为属于恶意违规，会在信用管理的范畴内予以惩戒。
Q：保函办理需要时间，信用额度不足时是否有充足时间补充?
A：根据信用额度的计算方法，提高信用额度有多种方法。较慢的办法有提高有形净资产规模、信用评价等级，较快的有提前结清未到期账单费用等。另外，在紧急情况下，基于市场主体自愿，可以用保证金代替保函。
