电力交易知识题库及解答.docxVIP

电力交易知识题库及解答

1.电力中长期交易与现货交易的核心区别是什么？

电力中长期交易与现货交易的核心区别体现在交易周期、价格形成机制和风险对冲功能上。中长期交易通常以月、季、年为周期，部分可覆盖多年，交易标的为未来特定时段的电量，价格通过双边协商、集中竞价或挂牌等方式确定，主要功能是锁定电力供需关系和稳定市场预期，降低市场主体因短期价格波动带来的风险。现货交易则聚焦于近实时或当日的电力平衡，包括日前、日内和实时市场，交易周期通常为1天内的小时级或15分钟级，价格由供需关系实时形成，反映电力的边际成本，主要用于保障电力系统实时平衡和发现短期市场价格信号。例如，某发电企业通过中长期交易锁定全年70%的电量，剩余30%通过现货市场竞价出售，既能稳定收益，又能参与短期市场调节。

2.电力市场中“发电侧单边开放”与“双侧开放”的具体含义是什么？

“发电侧单边开放”指电力市场仅允许发电企业作为卖方参与交易，电力用户（包括大用户和一般用户）作为买方由电网企业代理购电，不直接参与市场竞价。此模式下，电网企业承担购售电主体责任，用户电价仍由政府核定，主要适用于市场建设初期，风险可控但市场化程度较低。“双侧开放”则允许发电企业、售电公司与电力用户（包括工商业用户和部分居民用户）直接参与交易，形成多买多卖的市场格局。用户可自主选择售电公司或与发电企业直接交易，电价由市场供需决定，更能反映电力商品属性。例如，2022年某省启动双侧开放后，超过500家工商业用户直接与12家发电企业签订双边交易合同，全年交易电量占比从30%提升至55%。

3.电力交易中的“偏差考核”机制如何设计？其对市场主体的影响是什么？

偏差考核机制是电力市场保障电力系统实时平衡的核心手段，通常基于中长期合同电量与实际结算电量的偏差比例进行奖惩。设计上，首先明确偏差电量计算方式（如实际用电量减合同电量），然后设定免考核阈值（如±2%），超过阈值部分按阶梯式价格惩罚：偏差在2%-5%的部分，按市场平均电价的1.5倍结算；超过5%的部分，按2倍结算。正向偏差（实际用电量超合同）需额外购电，反向偏差（实际用电量低于合同）则可能面临惩罚性结算。对发电企业而言，偏差过大可能导致收益下降；对用户而言，需加强用电预测，否则可能增加用电成本。例如，某用户签订月合同电量1000万千瓦时，实际用电量1030万千瓦时，偏差3%（超过2%阈值），其中20万千瓦时（1030-1000×1.02）需按1.5倍结算，若市场均价为0.5元/千瓦时，该用户需多支付20×0.5×0.5=5万元。

4.电力现货市场中“节点电价”与“区域统一出清价”的差异是什么？

节点电价（NodalPrice）是考虑电网阻塞和传输损耗的精细化电价机制，每个电网节点（如变电站母线）的电价由该节点的边际发电成本、阻塞成本和损耗成本共同决定。其核心是反映电力在不同位置的稀缺性，引导电源和负荷的合理布局。例如，某节点因输电线路满载导致电力供应紧张，该节点电价可能高于其他节点，激励用户减少用电或发电企业增加附近电源投资。区域统一出清价（UniformClearingPrice）则是将整个市场视为单一区域，所有成交机组按边际机组的报价统一结算，不考虑节点间的差异。此模式计算简单，适用于电网结构坚强、阻塞较少的地区，但可能无法准确反映局部供需矛盾。目前，美国PJM市场采用节点电价，而北欧市场早期采用区域统一出清价，后逐步向分区电价过渡。

5.售电公司参与电力交易的主要盈利模式有哪些？需承担哪些风险？

售电公司的主要盈利模式包括：①价差收益，通过低买高卖赚取中长期合同与零售电价的差额；②增值服务收益，为用户提供负荷聚合、需求响应、能效管理等服务并收取费用；③辅助服务分成，组织用户参与调峰、调频等辅助服务，与发电企业或电网企业分享收益。需承担的风险包括：①价格风险，若中长期合同采购价格高于零售电价或现货市场波动剧烈，可能导致亏损；②偏差风险，用户实际用电量与预测偏差过大，需支付高额偏差考核费用；③信用风险，用户拖欠电费或发电企业违约导致合同无法履约；④政策风险，市场规则调整（如偏差考核比例收紧）可能影响盈利空间。例如，某售电公司与10家工业用户签订零售合同，约定电价为0.55元/千瓦时，同时以0.5元/千瓦时采购中长期电量，理论价差0.05元/千瓦时；若用户实际用电量偏差达5%，需额外支付0.03元/千瓦时的考核费用，实际盈利降至0.02元/千瓦时。

6.新能源（风电、光伏）参与电力交易的特殊规则有哪些？

新能源参与电力交易需遵循“保障性收购+市场化交易”的双轨制规则。首先，保障利用小时数内的电量由电网企业按标杆上网电价全额收购，超出部分需通过市场化交易出售。其次，因出力波动性大，新能源企业需提交