分析|电力现货报价策略

在日前电能量市场，当前的规则是发电端报量又报价，按各自所在节点出清；购电侧报量不报价，将所有节点加权平均，形成全省统一结算点电价；针对不同的市场主体以及不同的阶段，有不同的报价策略。

对于发电端来讲，在传统思维的惯性下我们总是希望能够准确预测所在节点的出清电价，再确定自己的报价策略。但是这个策略是否正确呢？首先，在现货市场运行的初级阶段，由于历史数据积累不够，加上市场初期信息披露也不会特别充分，所以对节点电价的预测，稍有不慎就会失之毫厘，谬以千里。其次，在边际价格统一出清的规则下，我的报价并不会决定我的结算价，如果贸然按照预测的节点电价去报价，不一定能提高收益，却反而增加了损失发电收益的风险。

那么发电端正确的报价策略是什么呢？如果节点电价高于机组某一时刻出力对应的边际成本，这时发电量越大，收益也就越高。反之，如果节点电价低于机组某一时刻出力对应的边际成本，为避免亏损，应该让边际成本更低的机组替自己发电，然后通过中长期合约与日前市场的差价获取收益。由此不难看出，发电端在现货市场报价的最优策略是基于等微增成本来进行波段报价，且报价曲线必须紧贴等微增成本曲线，实现最佳拟合。这样才能保证机组永远在节点电价不小于边际成本的情况下发电，达到风险最小、收益最大的目的。

发电端在寻求利润最大化时，并非单独考虑每个小时的利润，而是寻求24小时或者更长时间内的总体利润最大化。煤电机组由于最小技术出力和启动成本约束，在特殊情况下发电端需要通过低于成本的报价，甚至是零报价来换取一个最优的启停时机，而不是简单地在市场价格低时停机，市场价格高时再开机。

对于购电方来说，现阶段只报量不报价，大用户需要提升自己负荷预测的准确率，确保申报电量的准确性，但是单用户负荷预测准确率并不高，世界先进水平也很难达到90%，这就是为什么对用户来说，选择被售电公司代理更划算的原因之一。对于售电公司来讲，代理的用户数量越多，组合起来的负荷预测会更稳定，所以提升当用户负荷预测以及组合负荷预测水平，提高申报准确率是至关重要的。

本次规则中有市场力缓解措施，之所以进行发电机组成本测算，就是为了化解市场力。在市场力检测环节中，当发电机组报价高于市场力检测参考价格时，会进行行为测试和影响测试，会直接把机组报价设定为市场力参考价格。市场力参考价格是由政府设定的，这个价格是非常关键的。

基于上文提到的发电端报价收益最大化的原理，再加上市场力检测参考价格的约束，即使对于有一定市场力的发电集团，任何试图让“边际机组”高于成本报价的博弈策略，稍有闪失就会偷鸡不成蚀把米，所以博弈的想象空间并不大，基本是确定的了。

对于拥有较多发电交易单元的发电集团，经常需要考虑的就是如何制定交易策略确保集团利益最大化。在当前的现货电能量交易规则中，具备了完善的市场力检测机制，理论上基本上不存在牺牲局部利益来优化全局利益的可能性。售电公司不报价，对价格几乎没有影响力，售电公司购买的电力电量也是来自于全市场，并不能指定交易方，所以也没法通过发售两侧协同来优化全局利益。所以，对发电集团来说，优化每一个交易单元的利益是实现集团利益最大化的最好方式，这也是市场设计者希望看到的。