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电力现货市场术语—基础篇

随着电改9号文的印发，电力现货市场成为关注的热点，学会电力现货市场的术语含义，化解在交流时因听不懂而引起的尴尬。

现货交易：一手交钱一手交货，实物交割。

以宋大姐去买牛奶的事情举例说明。宋大姐不想多次去超市，一次买够了一年的牛奶，按约定的价格结账，超市定期给宋大姐家送牛奶，这是中长期交易。如果宋大姐只是今天想喝牛奶，便去超市买了一瓶，并一手交钱一手拿牛奶，这是现货交易。

值得注意的是，虽然都是商品，但是交易时电能并不能完全等同于牛奶，这是因为电能的时间和比较难储存，必须及时消费的空间特性。

2、电力现货交易：对于电力市场来说，也是同样的道理。市场主体通过长协、竞价等方式开展年、季、月、周等时间长度的电力交易，就是电力市场的中长期交易。假如A用户一个月后发现自己的电量不够用了或发现B电厂的价格更低，这该怎么办？此时电力现货交易就可以解决，A用户可去电力交易中心挂牌，B电厂摘牌，一段时间后，B电厂将相应的电量卖给A客户。

目前，国内电力现货市场是作为市场化电力电量平衡机制的补充部分，发现价格、完善交易品种、形成充分竞争。主要包括日前、日内和实时市场以及辅助服务市场。

3、日前市场：现货市场的主要交易平台，提前一天时间确定次日机组的开机组合发电功率，调节所需发用电曲线和中长期合同的偏差，基本实现次日电力电量的平衡，并且满足电网安全约束条件。

4、日内市场：为市场主体提供在日前市场关闭后对发用电计划进行微调的交易平台，来应对出现的各种预测偏差和非计划状况。

5、实时市场:在小时前组织实施，接近系统的实时运行情况，真实反映系统超短期的资源稀缺程度与系统堵塞程度，实现电力实时平衡和电网安全运行。

接下来说一下电力现货市场的顶层设计：分散式市场模式和集中式市场模式。

6、分散式市场模式：主要以中长期实物合同（物理属性，中长期合同签约了多少电量就要实发多少电量）为基础，发用双方在日前阶段自行确定发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。该模式的本质是发电方和购电方根据所签订的双边合同进行自调度、自安排，系统调度机构则需尽量保证合同执行，并负责电力平衡调度。分散式模式里交易机构独立于调度机构。代表国家有英国，北欧。我国试点省份广东、甘肃、山西、山东、浙江、四川的现货市场是以集中式为主。

我国试点省份蒙西、福建是以分散式为主。

7、集中式市场模式：集中式市场主要是以中长期差价合同（金融合同，不强求物理交割）管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。本质上是基于安全约束条件确定机组组合（SCUS）与发电曲线，是一种与电网运行紧密相连的交易模式。集中式下交易机构和调度机构统一管理。代表国家有美国、澳大利亚、新西蓝和新加坡。

我国试点省份广东、甘肃、山西、山东、浙江、四川的现货市场是以集中式为主。

8、节点电价：在满足各类设备和资源的运行特性和约束条件下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本。也就是说，在某一时间、某一位置消费“多一度电”所需要增加的成本。

节点电价能够反映电能在不同时刻、不同位置的价值，为电力市场主体提供清晰的价格信号，优化电力资源在时间和空间上的配置。

9、影子价格：影子价格是从运筹学延伸出来的一个概念，它是指依据一定原则确定的，能够反映投入物和产出物真实经济价值、反映市场供求状况、反映市场供求状况、反映资源稀缺程度、使资源得到合理配置的价格。节点电价可以理解为增加单位负荷时需要增加的成本投入，影子价格可以理解为增加单位物资，所能带来的效益。

在市场出清时，要随时计算各条线路的影子价格，寻找最划算的购电计划，从而实现合理调度。

以上就是这期对电力现货市场术语的整理，希望对大家有所帮助。

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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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。

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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

不平衡资金是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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

https://zhuanlan.zhihu.com/p/340285225

以上。

1、电力的特殊物理属性

(1) 电以光速传送，并且不能大规模经济存储，发、输、配、用瞬时同步完成，因此电力现货交割必须确保时刻保持供需平衡；

(2) 电能输送不能超过电网最大送电能力，否则会导致设备损坏、电网失去稳定甚至崩溃，因此电力现货交割必须时刻满足电网安全约束；

(3) 电能一经上网输送，量和路径由物理规律决定，而不是由合同决定，并不能“一对一”的实现总量匹配。

2、电力市场与普通商品市场的区别

电力的特殊物理属性，决定了电力现货市场设计与普通商品现货市场有显著差异：电力的交易和交割（生产、使用）分开，电力现货需要提前一定时间量进行交易。

电力现货一般提前一天进行，提前一天可以基本确定运行日的负荷水平、机组状态以及电网的运行方式，以此为边界条件通过市场竞价形成第二天的运行计划可执行性较高，实时变动也不会太大。

3、电力的时间价值

负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时刻发电成本低（会出现负电价），电力具有时间价值。一天内不同时刻负荷大小不同；分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格。

4、电力的空间价值

负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，电力具有空间价值。不同地区的电力资源供求关系不同；节点电价反应不同地区的边际机组发电价格。

5、节点电价

节点边际电价（LMP）=边际电能价格 + 边际阻塞价格 + 边际网损价格

6、节点电价的价值

(1) 反应电力能源真实的价值：节点边际电价机制实现了电能商品的经济属性和物理特性的有机结合，通过价格信号真实的反映了电网物理资源的稀缺性，并基于最优化原理实现了对电网运行和市场运营的最优指导。

(2) 不同时间的价值：节点电价机制反映电能在不同时间的价值，引导用户合理规划用电时间，降低峰谷差。

(3) 不同空间的价值：节点电价机制反映电能不同地区的价值，引导发电商在高价区新建电厂，用户在低价区用电，为电网投资新建输电设施提供参考信息。

7、现货市场的作用

(1) 源网规划

电源投资量化评估：选址、容量、成本、个体收益与市场收益量化分析。

电网投资量化评估：选址、参数、成本、社会收益、个体收益量化分析。

(2) 电力市场交易

以价格信号引导电力交易：峰时价格上升降低弹性负荷需求，谷时价格下降鼓励多用电。

以价格信号引导削峰填谷：维护电力系统安全稳定运行。

(3) 电网调度

以报价为信号，变革调度决策流程和业务方式，减少人为决策与“三公调度”矛盾，增强调度决策客观科学性。

1、计划于市场的衔接机制

(1) 计划层面：电网公司承担保底供电责任、发电侧基数电量按政府核价，非市场用户按目录电价。

(2) 市场层面：售电公司（大用户）按市场价向发电侧企业购电，售电公司按市场价向代理用户售电。

(3) 衔接方式：参与现行月度交易模式，计划电量根据非市场用户实际用电等比例交割，实现计划电量与非市场用户用电需求匹配，市场电量与市场用户用电需求相匹配。

2、基数（合约）电量

是指上网电量中执行国家批复电价的电量，也称计划电量或非市场电量。

3、中长期市场与现货市场的衔接机制

(1) 现货市场投入运行前：形成中长期电量交易合同，合同明确单一的电量价格，不含分解电力曲线。

(2) 现货市场投入运行后：中长期交易形成的合同需明确分解电力曲线及分时价格信息。

4、现货市场中发用两侧的竞价机制

(1) 日前市场：发用双方共同参与，发电侧申报发电量价曲线。市场起步阶段，用户侧仅在日前报量不报价。市场逐步成熟后，用户侧报量又报价。

(2) 实时市场：采用发电侧单边竞争的交易模式，除机组临时故障、机组临时出力受限等物理参数变化之外，市场成员无需进行申报，根据封存的日前市场申报信息进行出清。

5、现货市场价格机制

(1) 节点电价机制：市场初期，发电侧采用节点电价，用户侧采用全省节点电价的加权平均价结算。

(2) 全电价机制：市场定价模式将从价差模式向电能模式（全电价）模式转变。

(3) 阻塞盈余分配机制：阻塞盈余来源于用户。成熟市场可通过金融输电权的分配和交易，实现阻塞盈余的分摊。在尚不具备输电权分配机制的条件下，按一定的原则将阻塞盈余均摊给所有用户。

6、阻塞盈余

在不考虑线路容量约束的情况下，以运行成本最低为目标进行最优潮流计算，此时由于没有线路约束，全网任一节点的负荷增量可以由网络中边际价格最低的机组来承担。理想状态下，市场电价等于边际机组的成本价格，因此，不计线路约束的情况下，全网电价相等。

当考虑了输电线路的传输容量极限，某些节点的负荷增量不再能由提供最廉价的电能的机组承担，转而由通过尚未越限线路与负荷点连接的“昂贵”机组承担，从而使得负荷点的电价被抬升，这就是电力系统阻塞现象。也就导致了节点电价，分区电价的产生。阻塞的产生，使得电力系统中发电商的收入和用户的支出不平衡，出现所谓“阻塞盈余”。

7、市场出清机制

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。简单而言，就是在保证电网安全的前提下，优先调用系统中报价最为便宜的机组，直至满足负荷需求。

8、广东电力市场运营基本规则

市场管理实施细则、中长期交易实施细则、现货电能量交易实施细则、调频辅助服务交易实施细则、市场结算实施细则、信息披露实施细则、系统运行管理实施细则、“两个细则”补充规定等。

9、广东电力现货市场

(1) 建立基于差价合约的中长期市场，保障市场主体规避现货价格波动风险。

(2) 建立全电量申报、集中竞争优化的日前现货市场，以市场化的方式实现电力资源的优化配置，保障电网安全经济运行。

(3) 建立全电量申报、集中竞争优化的实时现货市场，有效保障电力电量平衡和电网安全经济运行。

(4) 建立实时调频辅助服务市场，降低调频资源供应成本，保障电网安全稳定运行。

10、交易品种

双边协商交易、集中竞价交易（年度）、集中竞价交易（月度）、集中竞价交易（周）、挂牌交易（周）、基数合约交易（场内集中）、基数合约交易（双边协商）

11、中长期交易市场

规避现货价格波动的风险用户提前锁定可接受的价格，满足较为确定的负荷需求；电厂确定一定的发电收入，满足企业基本运转需要。充分体现电能的普通商品属性。

12、中长期交易组织方式

(1) 年度双边协商交易：市场主体之间自主协商交易合约周期、合约电量、交易价格、分解曲线等要素，形成双边交易合同。

(2) 年度、月度、周前典型曲线合约集中交易：在交易系统中集中组织开展，由市场主体申报交易意向，交易系统按照价格优先、时间优先的原则自动撮合匹配形成交易结果。

(3) 周前自定义曲线合约挂牌交易：在交易系统集中组织开展，由市场主体通过技术支持系统进行自定义分解曲线合约挂牌、摘牌操作形成交易结果。

13、日前现货市场组织方式

(1) 考虑电网运行、机组运行约束条件，全电量申报、集中优化出清。

(2) 参与市场的发电机组申报运行日的报价信息。

(3) 售电公司和批发用户申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。

(4) 以全社会发电成本最低为优化目标，采用SCUC、SCED算法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合。

14、日前现货市场交易时间

(1) 日前电能量市场为每个自然日均运行的市场。

(2) 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。

(3) 竞价日为运行前一日（D-1），竞价日内，发电企业、售电公司和批发用户进行申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。

15、现货市场

全面支撑日前、实时电能量市场及调频市场，涵盖长周期机组组合、日前、日内、实时全业务过程。

竞价日（D-1）：

(1) 长周期机组组合：基于7天机组组合情况确定必开必停机组。

(2) 调频市场预出清：根据机组启停状态开展日前调频市场预出清。

(3) 日前市场：开展日前市场出清，并根据调频市场预出清结果预留调频容量。

运行日（D）：

(1) 日内计划：根据更新的负荷预测和电网状况调整快速启停机组的机组组合。

(2) 调频市场正式出清：基于最机组状态进行正式滚动调频出清。

(3) 实时市场：经济调度资源来实现功率平衡同时满足电网约束。

电力交易周期越短越好，能够平衡灵活多变的使用侧和发电侧负荷，我们用电和可再生能源发电是曲线，我们电力交易其实是一段时间固定值，只有当曲线时长无限短时再能更接近曲线实际需求。

但是把所有电量变为实时交易会带来更多的价格峰值，再加上恶意炒作会出现较大风险，这个时候就需要价格限制，这个方法国内控制的更多。

电力交易所的活动支持电力市场2.0。

电力交易所是电力市场的中央交易平台。对于德国市场而言，欧洲能源交易所（EEX）及其子公司欧洲电力交易所EPEX SPOT以及纳斯达克商品交易所、Nord Pool现货交易所和奥地利能源交易所（EXAA）具有相关性。市场参与者可以在欧洲交易所和纳斯达克商品交易所进行中长期交易，例如电力、天然气和二氧化碳证书（期货市场）。EPEX SPOT、EXAA和Nord Pool SPOT在德国、法国、奥地利、英国、丹麦、瑞典、挪威、芬兰、波罗的海国家和瑞士（现货市场）提供短期电力交易。

电力交易所支持电力市场2.0。短期交易支持可再生能源和积极平衡集团管理的整合。几个欧洲国家统一规则的出台促进了欧洲内部市场的发展。在长期交易中，市场参与者可以对冲风险或将风险降至最低，并建立长期支付动态。

电力交易所已经对其产品进行了调整，以应对能源转型的挑战。例如，自2011年以来，EPEX SPOT上的15分钟产品有助于平衡的管理以及可再生能源的营销和整合。季度产品比小时产品更能反映发电和消费的短期变化。此外，如果平衡责任方以15分钟的时间间隔而不是每小时管理一次平衡，则他们可以更准确地遵守自己的时间表。这也减少了平衡容量的需要。

电力交易所将继续改进其产品。这些交易所正在竞相吸引交易员。因此，交易所旨在调整其产品和流程，以适应能源转型市场参与者的需求。这些新产品促进了电力交易。同时，它们提供了新的业务领域，从而促进了创新。

EEX和EPEX SPOT电力交易所宣布了以下步骤（其中包括）（EEX 2015，EPEX SPOT2015）：

1.交易将在更短的期限内成为可能。目前，在EPEX SPOT上交货前45分钟，可以进行电力交易。此后，市场参与者只能通过柜台或自身的灵活性抵消发电和消费方面的新发展。然而，可再生能源发电量和电力消耗量的预测变化非常迅速。因此，改变交易所的闸门关闭是有意义的；计划于2015年夏季举行。

2.平衡的责任方和消费者应该能够通过“上限期货”更好地对冲价格峰值；与此同时，产能应该能够利用期货赚取收入。到目前为止，市场参与者可以在EEX上购买每小时、几天甚至更长时间的电力，从而对冲未来的价格走势。但电力市场2.0的价格峰值将比目前更频繁地出现。为了使市场参与者能够更好地对冲价格峰值，EEX计划在2015年推出新产品。这些产品将考虑特定时期内（季度）小时的价格发展，并设置价格限制。如果出现高于价格上限的价格峰值，卖方将向产品的买方支付价格上限和价格峰值之间的差额。因此，产品的购买者（例如工业公司）只支付价格限制加上期权的购买价格。这使他免受价格高峰的风险。卖方——例如一个灵活的发电站——获得了新的收入机会，即维持其容量将获得奖励。

3.新的期权产品和天气衍生品也在改善对价格峰值的对冲。从中期来看，EEX希望提供更多产品，允许市场参与者在市场价格波动不利的情况下以特定价格购买/出售电力。它还希望开发考虑到天气因素的产品。纳斯达克商品计划推出类似产品。

电力现货交易，简单来说，就是在电力交易市场上，可以在特定的电力交易时间内，通过议价方式购买或出售电量。电力现货交易市场主要围绕中长期、日前、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易展开。电力现货交易价格机制有两种：一种是按各市场主体的报价结算，另一种是按照边际出清价格结算的统一价格机制。

电力现货交易市场交易内容

中长期市场是指以年、季、月为时间尺度的电能量和辅助服务交易市场，主要通过双边协商或集中竞价的方式确定中长期合同价格和数量，为市场主体提供稳定的收入和成本预期；

日前市场是指以日为时间尺度的电能量和辅助服务交易市场，主要通过集中竞价的方式确定次日每小时或每15分钟的出清价格和数量，为市场主体提供更灵活的调整机会；

实时市场是指以5分钟或更短为时间尺度的电能量和辅助服务交易市场，主要通过集中竞价或实时平衡机制确定实时出清价格和数量，为市场主体提供更及时的响应机会；

备用是指在发生突发事件或系统失衡时，可以迅速投入运行或退出运行的发电设备或负荷设备，为系统提供安全保障；

调频是指在系统正常运行过程中，可以根据系统需求进行有功功率或无功功率调节的发电设备或负荷设备，为系统提供稳定保障。

这些不同类型的交易有各自的优势，比如：

中长期交易可以降低风险、增加信心、促进投资；

日前交易可以提高效率、增加灵活性、促进消纳；

实时交易可以增强适应性、反映真实成本、促进平衡；

备用交易可以增加可靠性、激发潜力、促进安全；

调频交易可以提高质量、优化结构、促进稳定。

这些不同类型的交易主要针对不同类型的企业，比如：

中长期交易主要针对大型发电企业和大型用户企业，以及新能源企业等需要锁定收益和成本的企业；

日前交易主要针对中小型发电企业和中小型用户企业，以及具有灵活性需求或资源的企业；

实时交易主要针对具有快速响应能力或需求变化大的发电企业和用户企业；

备用交易主要针对具有启停快速或可控负荷等特点的发电企业和用户企业；

调频交易主要针对具有调节范围大或无功控制等特点的发电企业和用户企业。

电力现货交易价格机制

按各市场主体的报价结算（Pay as bid，简称PAB）是指每个市场主体按照自己的报价获得或支付相应的电能量费用，即买方按照自己的出价支付电能量费用，卖方按照自己的出价获得电能量收入。

按照边际出清价格结算（Uniform-Pricing，简称UP）是指每个市场主体按照统一的市场边际出清价格获得或支付相应的电能量费用，即买方按照边际出清价格支付电能量费用，卖方按照边际出清价格获得电能量收入。

举例说明：

假设有三个发电企业A、B、C和三个用户企业X、Y、Z参与现货交易，他们的报价和需求如下表所示：

发电企业	报价（元/MWh）	供给（MWh）
A	200	100
B	250	150
C	300	200

用户企业	报价	需求（MWh）
X	400	100
Y	350	150
Z	300	200

如果采用PAB机制，则市场平衡点为250元/MWh和200MWh，即发电企业A和B共供给200MWh，用户企业X和Y共需求200MWh。此时各市场主体的结算情况如下表所示：

发电企业/用户企业	报价	需求（MWh）
A/X(A卖给X)	A:200 X:400	A:100 X:100
B/Y(B卖给Y)	B:350 Y:350	B:100 Y:100
C/Z (C卖给Z)	-	-

可以看到，在PAB机制下，发电企业A和B分别获得2万和2.5万元的收入，用户企业X和Y分别支付4万和3.5万元的费用。发电企业C和用户企业Z没有参与交易。

如果采用UP机制，则市场平衡点仍为250元/MWh和200MWh，但此时所有市场主体都按照统一的250元/MWh进行结算。各市场主体的结算情况如下表所示：

<code> <table> <tr><td>发电企业/用户企业</td><td>结算价格（元/MWh）</td><td>结算数量（MWh）</td></tr> <tr><td>A/X (A卖给X)</td><td>A：250 X：250</td><td>A：100 X：100</td></tr> <tr><td>B/Y (B卖给Y)</td><td>B：250 Y：250</td><td>B：100 Y：100</td></tr> <tr><td>C/Z (C卖给Z)</td><td>-</td><td>-</td></tr> </table> </code>

可以看到，在UP机制下，发电企业A和B分别获得2.5万元的收入，用户企业X和Y分别支付2.5万元的费用。发电企业C和用户企业Z仍然没有参与交易。

目前我国哪些地区开展了电力现货交易试点；

根据《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，目前中国有以下地区开展了电力现货交易试点：

南方（以广东起步）；蒙西 ；浙江；山西；山东；福建；四川；甘肃；

此外，还有辽宁、江苏、河南、湖北、云南等5个省份被选为第二批电力现货市场试点。

参与电力市场化交易的基本步骤如下：

首先，要符合市场主体的准入条件，由省政府授权部门审核并登记。

其次，要选择合适的交易类型和方式，根据电力需求、价格、风险等因素，选择直接交易、集中竞价、双边协商等不同的交易模式。

再次，要通过电力交易中心或售电公司等中介机构进行交易申报、信息获取、结算查询等服务。

最后，要遵守市场规则和监管要求，按时缴纳相关费用，并接受绿色电力消费认证等评价。

中国的电力现货交易市场有以下优势和挑战：

优势：

有利于促进电力资源的优化配置，提高电力系统的运行效率和经济性；

有利于激发发电企业和售电公司的市场竞争意识，降低电力成本和价格；

有利于推动新能源的消纳和发展，增加清洁能源的供给；

有利于完善电力市场体系，为建设全国统一电力市场奠定基础。

挑战：

各地电力现货市场建设进展和交易规则尚存差异，给建设全国统一电力市场带来一定挑战；

电力现货市场试点机制对高比例新能源考虑尚不完善，新型电力系统下的市场运行存在不确定因素；

部分地区电力现货市场开放程度有待提升，参与门槛和交易限制需进一步放宽，以加强资源优化配置的广度与深度。

电力现货交易未来发展方向，可能有以下几个方面；

完善中长期市场机制，建立与现货市场相衔接的中长期合同交易制度，促进电力市场稳定运行；

加快现货市场建设，推动电力用户参与现货交易，实现电力需求侧响应和调节能力的激发；

落实可再生能源电力消纳保障机制，开展超额消纳量交易，促进绿色电力市场化发展；

扩大省间、省内交易规模，增加跨区域、跨省间的电力流动和优化配置；

探索建立多层次、多元化的电力衍生品市场，提高电力市场风险管理水平。

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