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【干货】售电公司如何备战电力现货市场？经历过的都懂的！

2017-10-18 09:30:57 能源生态圈　 点击量： 评论 (0)
随着我国电力市场化改革步伐不断加快，电力现货市场建设提上日程。9月5日，发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山


②发电侧
 
电量营销
 
目前，电厂基本根据市场供需、检修计划进行电量申报，执行政府和调度机构制定的行政性发电计划指令。
 
现货市场开启后，电厂侧须考虑机组的实际运行情况、响应时间、AGC性能，在全面放开发电量计划后，还需要根据成本和市场自行制定开停机方案，从技术难度上来说无疑将产生很大的挑战
 
交易策略
 
现货市场启动后，电厂参与市场须采取一定交易报价策略：
 
一方面，现货交易中电厂需制定更贴近市场实时负荷需求的市场报价，报价精度要求更高，市场电价和交易电量的耦合程度也较目前中长期交易更高；
 
另一方面，由于现货交易对可再生能源消纳将起到极大的刺激作用，可再生能源边际成本几乎为零，导致发电侧报价可能会更加趋向边际成本报价。
 
管理精益
 
现货交易开展后，对电厂的调峰、调频等辅助服务的需求将进一步加大，而且辅助服务的交易方式也会较现行的中长期交易产生很大的改变，例如可增加为实时市场交易或平衡机制提供有偿辅助服务，对响应速度快、管理更精益化的电厂将有利好影响。
 
③售电侧
 
负荷预测
 
售电公司参与现货交易的第一个门槛将是负荷预测能力。现货交易需售电公司申报未来一天用户的用能需求计划曲线，历史用电数据的缺失与预测能力缺乏将造成售电公司的申报策略制定难度大大增加，偏差考核风险也增大。
 
网架知识
 
节点电价和负荷区域都将对售电公司在结算电价时带来挑战。当前售电公司的用户往往分布在不同地市、不同区域，现货市场若采用节点电价，意味着售电公司需要将自己的用户负荷归结到相对应的不同节点，结算时按照不同负荷区域的加权电价结算，不同区域的用户结算电价并不相同。
 
风险控制
 
开展现货交易后，市场价格波动会增大，售电公司如何进行风险控制也将对售电公司未来的营销策略、运营方式带来不小的影响。
 
 
上图是2016年某天欧洲电力交易所日内拍卖价格曲线，从上图可看出日内价格曲线波动较大，与其日内成交电量相关性很大，说明市场价格波动带来的风险也会随之增大。
 
客户管理
 
现货市场阶段，售电企业如何精细化管理所代理的用户，将它作为一个整体来响应、参与现货交易，是十分重要的，否则会产生接连的交易价格风险。
 
现货市场对用户侧的需求响应有很大的需求，需求侧响应市场空间进一步扩大，对用户管理精益化程度高的售电公司将带来利好影响。

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