北京清能互聯(lián)科技有限公司電力現(xiàn)貨市場新能源交易決策演講人：清能互聯(lián)時間：2025年9月MagnifytheeconomievolueofeveryHWH01.新能源現(xiàn)貨策略制定基礎(chǔ)-廣西新能源交易案例02.新能源交易策略制定要點總結(jié)03.河北南網(wǎng)新能源交易基本情況04.新疆省新能源交易基本情況MognifytheecanomicvalueofeveryKWH1新能源現(xiàn)貨策略制定基礎(chǔ)-廣西新能源交易案例北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.批發(fā)市場零售市場集中交易現(xiàn)貨市場實時市場電力輔助服務(wù)市場電力輔助服務(wù)市場廣西電力供給情況北京清能互聯(lián)科技有限公司統(tǒng)調(diào)電源裝機(截止2024年12月)風電24.73%生物質(zhì)3.25%水電，18.22%統(tǒng)調(diào)電源裝機(截止2024年12月)風電24.73%生物質(zhì)3.25%水電，18.22%燃氣，0.66%■燃煤■燃氣■核電■水電■風電■光伏■生物質(zhì)■儲能分電源類型歷史裝機容量趨勢(占比)3000025000200000一廣西水電裝機容量一廣西光伏裝機容量分電源類型歷史裝機容量趨勢一廣西火電裝機容量一廣西風電裝機容量2021年702年2月■廣西水電裝機容量■廣西火電裝機容量■廣西核電裝機容量■廣西光伏裝機容量■廣西風電裝機容量25年裝機規(guī)劃一廣西核電裝機容量60%-80%-發(fā)電結(jié)構(gòu)光伏機組的高裝機、低發(fā)電特征發(fā)電結(jié)構(gòu)29.42%30%22.52%22.52%14.78%14.56%4.60%2.42%2.05%4.29%5%0.32%谷●截至2024年12月底，廣西統(tǒng)調(diào)裝機(不含龍灘及境外)7284.5萬kW?！衩弘婋m為廣西第一大電源，但在新能源裝機的迅猛增長下，火電、水電裝機的比重總體呈現(xiàn)下降趨勢。●新能源累計裝機占比達41.68%,結(jié)合調(diào)電披露信息，2025年底新能源裝機占比約達到49%左右?！裨?024年發(fā)電結(jié)構(gòu)中，煤電、水電、核電、風電在廣西電力供給中的發(fā)電量占比高，其中煤電、水電起到較大的支撐性作用。北京清能互聯(lián)科技有限公司北京清能互聯(lián)科技有限公司全電量實時)為新能源現(xiàn)貨策略制定的核心公式，根據(jù)P日前、P實時的大小關(guān)系，來決定套利方向；絕對值的大小，來決定套利的風險和機會。Q日前),為新能源中長期策略制定的核心公式，根據(jù)P期的大小關(guān)系，來決定套利方向；絕對值的大小，來決定套利的風險和機會。RA=1000*340+(1100-1000)*330+(1200-1100)*320新能源入市規(guī)則——廣西R新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核期交易月度電量的加權(quán)平均價格；日前市場月度加權(quán)平均綜合電價為日前市場當月內(nèi)該交易單元所有節(jié)點電價按對應(yīng)時段實際上網(wǎng)電量占比進行加權(quán)的計算值；當結(jié)算試運行周期發(fā)電企業(yè)交易單元的總市場電量為0時，采用發(fā)電側(cè)日前市場月度加權(quán)平均綜合電價開展該交易單元的發(fā)電側(cè)中長期交易偏差收益回收電新能源入市規(guī)則——廣西R新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核情景一：當中長期交易當月交易電量大于其月度實際結(jié)算市場電量的K2時(K2=1.1,h2=0)計算過程：1)*0=0元情景二：當中長期交易當月交易電量小于其月度實際結(jié)算市場電量的K1時(K1=0.9,h1=0.5)計算過程：●廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的集中式風電(不含海上風電項目，下同)、集中式光伏發(fā)電企業(yè)全電量參與市場化交易，新能源實際上網(wǎng)電量與中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點電價進行偏差結(jié)算。R新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核現(xiàn)貨偏差電量>偏差結(jié)算：新能源場站以報量報價的方式參與現(xiàn)貨市場。日前出清電量與中長期電量之差，按節(jié)點日前電價結(jié)算；實際上網(wǎng)電量與日前出清電量之差，按節(jié)點實時電價結(jié)算。>新能源日前實時偏差收益回收：實時偏差電量超過允許范圍之外的電量部分，以節(jié)點日前、實時價格之差按小時計算新能源日前實時偏差費用?！鷮嶋H未執(zhí)行北京清能互聯(lián)科技RR新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核現(xiàn)貨偏差電量考核。場站類型風電光伏實時功率預(yù)測考核≥70%考核電量每降低一個百分點按當月裝機容量每降低一個百分點按當月裝機容量“兩個細則”考核。新能源入市規(guī)則——廣西北京清能互聯(lián)科技有限公司●廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的集中式風電(不含海上風電項目，下同)、集中式光伏發(fā)電企業(yè)全電量參與市場化交易，新能源實際上網(wǎng)電量與中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點電價進行偏差結(jié)算。R新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核政府授權(quán)合約機制>新能源發(fā)電企業(yè)結(jié)算費用由市場化結(jié)算費用和政府授權(quán)合約差價費用相加組成。市場化結(jié)算費用按照廣西電力市場相關(guān)規(guī)則執(zhí)行，政府授權(quán)合約差價費用按月結(jié)算。新能源發(fā)電政府授權(quán)合約價格分為綠電政府授權(quán)合約價格(以下簡稱綠電合約價格)和常規(guī)電能量政府授權(quán)合約價格(以下簡稱常規(guī)合約價格),按年確定。合約價格：經(jīng)與區(qū)內(nèi)新能源發(fā)電企業(yè)充分研究協(xié)商，綠電合約價格為375元/兆瓦時，常規(guī)合約價格為360元/兆瓦時。執(zhí)行電量：各交易單元執(zhí)行電量為該交易單元的全部上網(wǎng)電量。對標價格：全月連續(xù)結(jié)算試運行期間，常規(guī)對標價格按照標的月正向交易均價×K?+標的月所有發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場加權(quán)均價×(1-K?)執(zhí)行，綠電對標價格按照標的月批發(fā)交易用戶綠電交易計劃(含綠證價格)的加權(quán)平均價格執(zhí)新能源入市規(guī)則——廣西北京清能互聯(lián)科技有限公司廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的集中式風電(不含海上風電項目，下同)、集中式光伏發(fā)電企業(yè)全電量參與市場化交易，新能源實際上網(wǎng)電量與中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點電價進行偏差結(jié)算。R新能源=R中長期+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R補償+R返還及考核政府授權(quán)合約機制》當綠電對標價格≥綠電合約價格×(1+k上)時，綠電合約差價費用=該交易單元在標的月廣西綠電交易中綠證結(jié)算對應(yīng)電量×[綠電合約價格×(1+k上)-綠電對標價格]?！碑斁G電對標價格<綠電合約價格×(1-k下)時，綠電合約差價費用=該交易單元在標的月廣西綠電交易中綠證結(jié)算對應(yīng)電量×[綠電合約價格×(1-k下)-綠電對標價格]?！菲渌闆r，綠電合約差價費用為0。當常規(guī)對標價格≥常規(guī)合約價格×(1+k上)時，常規(guī)合約差價費用=(執(zhí)行電量-該交易單元在標的月廣西綠電交易中綠證結(jié)算對應(yīng)電量)×[常規(guī)合約價格×(1+k上)-常規(guī)對標價格]。當常規(guī)對標價格<常規(guī)合約價格×(1-k下)時，常規(guī)合約差價費用=(執(zhí)行電量-該交易單元在標的月廣西綠電交易中綠證結(jié)算對應(yīng)電量)×[常規(guī)合約價格×(1-k下)-常規(guī)對標價格]。其他情況，常規(guī)合約差價費用為0。新能源發(fā)電上下浮動系數(shù)：k上暫定為0,k下暫定為0.1。北京清能互聯(lián)科技有限公司北京清能互聯(lián)科技有限公司系統(tǒng)運行補償費用啟動補償費用機組限低考核電費機組日內(nèi)臨時非計劃停運偏差費用返還發(fā)電側(cè)中長期交易偏差考核電費用戶側(cè)中長期交易偏差考核電費用戶偏差收益回收電費跨區(qū)跨省省間收益調(diào)節(jié)電費市場發(fā)用電量不平衡偏差電費跨區(qū)跨省交易偏差電量區(qū)內(nèi)損益跨區(qū)跨省不平衡資金市場阻塞盈余退補聯(lián)動電費運行補償分攤電費(用)發(fā)電側(cè)中長期交易偏差考核分攤電費(用)用戶側(cè)中長期交易偏差考核分攤電費(發(fā))用戶偏差收益回收分攤電費(用)跨區(qū)跨省省間收益調(diào)節(jié)分攤電費(發(fā))市場發(fā)用電量不平衡偏差分攤電費(發(fā)或用)跨區(qū)跨省交易偏差電量區(qū)內(nèi)損益分攤電費(發(fā))跨區(qū)跨省不平衡資金分攤電費(發(fā))市場阻塞盈余分攤電費(發(fā))退補聯(lián)動電費分攤電費(發(fā)和用)北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergy北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.現(xiàn)貨交易分析邏輯現(xiàn)貨交易分析邏輯全省氣象分析全省氣象分析全網(wǎng)功率預(yù)測場站氣象分析實時邊界和日前邊界偏差判斷風電場站功率預(yù)測準確性評估光伏根據(jù)以上的條件進行策略制定策略制定省調(diào)新能源交易復(fù)盤聯(lián)絡(luò)線在線機組容量火電報價用戶側(cè)報價新能源主動套利新能源容量損失極端天氣影響基數(shù)分解預(yù)測結(jié)算清單復(fù)盤報量報價報量不報價阻塞分析爬坡資源場站功率預(yù)測日前邊界判斷現(xiàn)貨交易新能源現(xiàn)貨策略制定流程省內(nèi)現(xiàn)貨交易BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.省內(nèi)現(xiàn)貨交易第一步：全省風光出力水平評估省內(nèi)現(xiàn)貨交易第一步：全省風光出力水平評估全網(wǎng)風光出力預(yù)測DD日新能源出力預(yù)測(平臺公布)800060004000200020:1522:15新能源現(xiàn)貨策略制定流程省內(nèi)現(xiàn)貨交易北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.省內(nèi)現(xiàn)貨交易第二步：場站功率預(yù)測評估省內(nèi)現(xiàn)貨交易第二步：場站功率預(yù)測評估基于場站局部時序分布的氣象資源情況和近期運行情況，進行場站功率預(yù)測水平評估，包括場站歷史預(yù)測準確度的分析與場站功率預(yù)測偏差分析，通過不同風光資源水平下，場站功率預(yù)測的偏差規(guī)律，進而對場站原始功率預(yù)測進行修偏。場站氣象分析場站出力預(yù)測BeijingTsIntergyBeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.一一原始功率預(yù)測/實際出力一區(qū)間曲線原始功率預(yù)測/實際出力2.520.54.5-55-5.55.5-66-6.56.5-77-7.57.5-88-8.58.5-9在可利用小時數(shù)較低的時候，預(yù)測波動性較大；可利用小時數(shù)在4小時以下，預(yù)測普遍偏高于實際；可利用小時數(shù)在4小時以上，預(yù)測與實際更為接近。經(jīng)多場站評估，各光伏場站預(yù)測水平基本一致，無大幅度偏差。全網(wǎng)和場站的功率預(yù)測評估D-2日光伏最大值偏差分析32.52北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.1.D-2日光伏出力預(yù)測總體來看偏高；2.陰天D-2日光伏出力預(yù)測大概率是預(yù)測偏高的；3.多云天D-2日光伏出力預(yù)測偏差浮動較大；4.總體來說，晴天D-2日光伏出力預(yù)較為準確0.501500-20002500-30003500-40004500-50005500-60006500-70007500-80008500-90001000-15002000-25003000-35004000-45005000-55006000-65007000-75008000-8500>9000北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergy北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.D-2日原始功率一區(qū)間曲線5432010%-20%20%-30%30%-40%40%-50%50%-60%60%-70%70%-80%80%-90%90%-100%①實際負荷率區(qū)間(%)在10%-30%負荷以下，預(yù)測波動性極大，且預(yù)測普遍偏高于實際；30%-40%負荷預(yù)測普遍偏低于實際負荷，預(yù)測系數(shù)波動性降低，且逐漸接近于1;經(jīng)多場站評估，各風電場站的預(yù)測系數(shù)均收斂于1,但收斂過程差異較大。全網(wǎng)和場站的功率預(yù)測評估 整體上看，出力在5000MW以下，出力越低，D-2日的預(yù)測偏差越大，且為預(yù)測偏高趨勢；的預(yù)測偏差較小。新能源現(xiàn)貨策略制定流程省內(nèi)現(xiàn)貨交易BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.省內(nèi)現(xiàn)貨交易第三步：現(xiàn)貨電價預(yù)測分析通過分析并預(yù)測市場供需情況，并結(jié)合近期市場行情情況，進行策略日的現(xiàn)貨價格預(yù)測，并形成各個時段的預(yù)測出清價格，作為現(xiàn)貨交易策略制定的價格基準。國際煤炭價格氣溫/氣候工業(yè)限產(chǎn)節(jié)假日保供省內(nèi)用電負荷煤炭市場國內(nèi)政策限價安全限產(chǎn)等特殊社會事件影響等電力供需平衡火電供給機組檢修受端省份供需情況本省供需情況外送通道容量限制外送負荷新能源供給裝機容量的變化風、光、水資源極端天氣覆冰覆雪競價空間北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.在電力現(xiàn)貨市場中，一般來說用電側(cè)和新能源電廠處于價格的被動接受方，火電廠是實質(zhì)上的價格壟斷方，因此供需水平對價格的影響主要體現(xiàn)在火電競價空間。省內(nèi)用電總需求省外需求或供應(yīng)新能源發(fā)電包含風電、光電、水電等送端省份為正包含風電、光電、水電等D-2預(yù)測的D日全網(wǎng)日前價格預(yù)測的偏差分析和修正1、新能源容量損失分析如遭遇極端天氣(如低溫降雪)時，風電和光伏容量可能受損，若D-2日預(yù)測功率未考慮受損進行預(yù)測，那么在D-1預(yù)測時，會大幅下降。2、根據(jù)氣象信息和容量損失，修正新能源負荷，進一步對預(yù)測價格進行校核和適量修正3、市場主體套利行為分析4、市場報價分析新能源整體出力水平較低時，火電會提升報價套利，整體日前價格均會提升，尤其在預(yù)見到未來新能源出力持續(xù)性走低，火電聯(lián)盟提升報價的影響更為顯著。5、省調(diào)負荷、總加聯(lián)絡(luò)線計劃通過系統(tǒng)觀察近期趨勢和對比6、近期節(jié)點阻塞情況；日前價格-預(yù)測擬合曲線□查看調(diào)控后價格元/MWh1,5001,20090030g0.00020,00030,00040,00D日全網(wǎng)日前實時價差分析1、實時新能源出力情況；2、實時省調(diào)負荷情況；3、實時總加聯(lián)絡(luò)線計劃情況；4、市場主體套利行為；5、高峰期機組爬坡資源情況；6、近期節(jié)點阻塞情況；場站數(shù)據(jù)分析電價日前全網(wǎng)一預(yù)測日前全網(wǎng)電價實時全網(wǎng)電價一電價日前全網(wǎng)一預(yù)測日前全網(wǎng)電價實時全網(wǎng)電價一新能源邊界預(yù)測偏差歷史趨勢(日前和實時)出力MW)10,0006,0002,000偏差值(MW)6,0004,0002,000-4,00010,0008,0004,0002,000偏差值(MW)1,5001,000500-500-1,000-1,500小風天氣較準確偏差不大少云天氣大風天氣日前普遍偏低少云、多云天氣較準確，波動偏差波動偏差日前偏低的概率較大中風天氣波動偏差偏差有縮小的趨勢晴天、少云、多云天氣波動偏差晴天、少云、多云天氣波動偏差北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergy北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.實時省調(diào)負荷：21、預(yù)測偏差歷史趨勢(日前和實時)235,00030,00025,00020,0005,000偏高概率較大較準確周末偏高明顯普遍偏高省調(diào)負荷-實時一正編差周末整偏高明顯波動偏差較準確0偏差值(MW)叢偏差現(xiàn)象有集中性，與季節(jié)、氣溫和節(jié)假日等相關(guān)，需要核實每天的各項外界因素，且調(diào)度預(yù)測模型存在學(xué)習調(diào)優(yōu)的功能。2、實時省調(diào)直接預(yù)判積累歷史數(shù)據(jù)經(jīng)驗后，在D日的預(yù)測環(huán)境下，選定歷史基準日，在該基準日上進行實時省調(diào)負荷的偏移預(yù)判，如考慮以下因素：氣溫：影響供暖、制冷，從而影響省調(diào)負荷；節(jié)假日：省調(diào)預(yù)測準確性低于工作日，且有一般性趨勢規(guī)律；日前實時價差分析(實時市場特殊性)爬坡資源情況：右圖為競價空間-價格散點關(guān)系圖，可以看出1、實時散點關(guān)系在低價段，容易發(fā)生下跳變，即相同競價空間下，實時價格低于日前價格，主要發(fā)生在凌晨和午間；2、實時散點關(guān)系在高價段，容易發(fā)生上跳變，即相同競價空間下，實時價格高于日前價格，主要發(fā)生在晚高峰。3、價格300-500元/MWh之間，日前和實時的散點關(guān)系較為吻合。符合高峰期間爬坡資源受限的情況。在策略制定中，早晚高峰需要結(jié)合預(yù)測的競價空間和新能源出力，判斷實時價格跳變的可能性。近期節(jié)點阻塞情況：通過節(jié)點價格和全網(wǎng)價格的對比，可以判斷阻塞情況。場站數(shù)據(jù)分析場站數(shù)據(jù)分析600200北京清能互聯(lián)科技有限公司日前實時價格對比900800700400300900800700400300O8100001250015000175002000022500250002750030000競價空間MW日前實時價格對比800700600500400300200100001250015000175002000022500250002750030000競價空間MW新能源現(xiàn)貨策略制定流程省內(nèi)現(xiàn)貨交易北京清能互聯(lián)科技有限公司省內(nèi)現(xiàn)貨交易第四步：現(xiàn)貨交易策略制定以現(xiàn)貨電能量收益、運營費用及考核費用加總起來的總收益最大化為目標，在價格預(yù)測等決策邊界條件及新能源超額獲利回收、雙細則考核等約束條件下，對96點原始功率預(yù)測曲線、96點交易曲線分別進行調(diào)整，并進行申報。方案內(nèi)容◎添加方案預(yù)期度電收入-8.24元較修正前增幅個65.242%方案管理場站方案收益匯總修正曲線上限：重置申報策略推薦申報策略參數(shù)維護曲線修正應(yīng)用至電力(MW)01:0001:4502:3003:1504.0004:4505:3006.1507:0007>4508:3009:1510:0013:45一14:30一17:3018:1519:0020-3021:15編輯算法未執(zhí)行電價(元/MWh)22:00新能源交易分析邏輯針對場站進行策略的制定新能源“報量報價”模式的算例說明新能源“報量報價”模式的算例說明假設(shè)某光伏場站額定出力為80MW,原始功率預(yù)測無偏差，基數(shù)分解系數(shù)如右圖所示。分別選取兩種典型場景，在不同報價方案下，進行基數(shù)、日前及實時的中標分析和結(jié)算分析。1.風光大發(fā)，日前實時價格午間長時段0價格；假定日前功率預(yù)測與實際出力原始短期功率預(yù)測—實際出力假定基數(shù)分解系數(shù)2.風光小發(fā)，日前實時午間均高于0價格?？诓煌膱髢r方案：1.采用三段報價，全電能量段底價申報；|2.采用三段報價，部分電能量段非底價申報。新能源交易分析邏輯——針對場站進行策略的制定北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.日前實時中標情況(非底價申報方案)50408003060020400200原始短期功率預(yù)測一日前中標實際中標日前實時中標情況(底價申報方案)6050408003060020400200基數(shù)電力原始短期功率預(yù)測一日前中標實際中標7060方案類型方案測算分段報價類型非底價申報方案段10基數(shù)38368.39332.00段227315.82346.10478.92段3實時9245.3135.255262.24合計74929.52496.926底價申報方段10基數(shù)40349.20332.00段2027474.50375.39273.19段30實時0.000.000#DIV/0!合計67823.70496.926非底價方案-底價方案7105.820.0001.非底價申報方案下，由于部分電能量報非0價格，進行日前實時價差套利，非底價申報方案對比底價申報方案，總電費提升7105.82元，度電費用提升14.30元/MWh;2.非底價申報方案下，通過將報價卡在谷段日前最低價與實時最低價之間，日前市場產(chǎn)生限電，實時市場不限電；新能源交易分析邏輯——針對場站進行策略的制定北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.方案類型方案測算段10基數(shù)40349.20段2日前段3實時-181.30-35.255合計段10基數(shù)40349.20段20日前段30實時#DIV/0!合計非底價方案-底價方案-35.2551.非底價申報方案下，由于部分電能量報非0價格，進行日前實時價差套利，同時也導(dǎo)致了實時產(chǎn)生了限電，非底價申報方案對比底價申報方案，總電費降低了181.3元，度電費用提升22.16元/MWh;2.非底價申報方案下，實時產(chǎn)生了限電，總限電量為35.255MWh,假定平均以100元/MWh作為場站的度電補貼，由于限電導(dǎo)致的補貼機會成本的損失為3525.5元；新能源交易分析邏輯——針對場站進行策略的制定北京清能互聯(lián)科技有限公司0<谷段日前價格<實時價格日前實時中標情況(非底價申報)原始短期功率預(yù)測日前中標實際中標日前實時中標情況(底價申報)■基數(shù)電力原始短期功率預(yù)測一日前出清電價■基數(shù)電力原始短期功率預(yù)測一日前出清電價方案類型方案測算分段報價類型非底價申報方案段10基數(shù)39437.44332.00段2109496.09353.435309.81段3實時7504.2024.703303.77合計156437.73496.926底價申報方案段10基數(shù)40349.20332.00段20115058.06375.392306.50段30實時0.000.000#DIV/0!合計496.926非底價方案-底價方案0.0002.071.非底價申報方案下，由于部分電能量報非0價格，進行日前實時價差套利，非底價申報方案對比底價申報方案，總電費提升1030.48元，度電費用提升2.07元/MWh;2.非底價申報方案下，通過將報價卡在谷段日前最低價與實時最低價之間，日前市場產(chǎn)生限電，實時市場不限電；新能源交易分析邏輯——針對場站進行策略的制定北京清能互聯(lián)科技有限公司0<谷段實時價格<日前價格方案類型0<谷段實時價格<日前價格方案類型量段10案段10001.1.非底價申報方案下，由于部分電能量報非0價格，進行日前實時價差套利，同時也導(dǎo)致了實時產(chǎn)生了限電，非底價申報方案對比底價申報方案，總電費降低了6259.27元，度電費用提升4.53元/MWh;2.非底價申報方案下，實時產(chǎn)生了限電，總限電量為24.703MWh,假定平均以100元/MWh作為場站的度電補貼，由于限電導(dǎo)致的補貼機會成本的損失為2470.3元；日前實時中標情況(非底價申報)實際中標日前實時中標情況(底價申報)日內(nèi)出清電價實際中標日前出清電價基數(shù)電力原始短期功率預(yù)測基數(shù)電力原始短期功率預(yù)測一日前中標新能源交易分析邏輯——針對場站進行策略的制定北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTslntergyTechnologyCa.,Ltd.新能源“報量報價”模式的總結(jié)新能源“報量報價”模式的總結(jié)■“報量報價”的模式，采用底價申報方案，中標電量不受報價影響，等同于“報量不報價”的模式；新能源出力中等偏上的運行日新能源大發(fā)新能源小發(fā)實時午間時段剛好不出現(xiàn)0價格或者短時段出現(xiàn)0價格的情況下，通過采用部分電能量申報稍高于0價格的報價方式，可能產(chǎn)生實時不限電或者少量限電的出清情況，同時帶來較小補貼機會成本的損失、總電費的增加及度電費用實時午間時段可能出現(xiàn)長時段的0價格，采用部分電能量申報稍高于0價格的報價方式，使得全天電能量中標中0價格電能量成分降低，從而帶來度電費用的增加，但是同時也可能產(chǎn)生較高比例的限電，帶來較大補貼機會成本的損失及較大總電費的損失；日前實時午間時段價格都高于0價格，采用部分電能量申報稍高于0價格的報價方式，使得全天電能量中標中低于報價的電能量成分降低，從而帶來度電費用的增加，但是同時也可能產(chǎn)生較高電能量價值部分的電量棄限，帶來低于報價部分未中標電能量部分的電費機會成本的損失與補貼機會成本■“報量報價”的模式應(yīng)用于某些運行日場景下，通過申報量價，相對于“報量不報價”的模式，可更靈活地調(diào)整現(xiàn)貨低價時段的電能量收益空間，達到進一步提升總收益空間的目的。北京清能互聯(lián)科技有限公司北京清能互聯(lián)科技有限公司競價空間◎日前基本面數(shù)據(jù)更新時間為：2025-08-2211:592025-07-0202452025-07-0305:302025-07-040B:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:302025-07-0819:152025-07-0922002025-07-1100452025-07-1203:302025-07-1306:152025-07-1409:002025-07統(tǒng)調(diào)負荷◎日前基本面數(shù)據(jù)更新時間為：2025-08-2211:5927,00024,0002023-07-0100202507-0202452025-07-030=302025-07-0408:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:302025-07-0819:152025-07-0922:002025-07-1100452025-07-1203:302025-07-1306:152025-07-1409:002025-07-1511452025-07-1614新能源負荷◎日前基本面數(shù)據(jù)更新時間為：2025-08-2211:59202587-010002025-07-0202452025-07-0305302025-07-0408:152025-07-0511:002025-07-0613:452025-07-0716:302025-07-0819:152025-07-0922:002025-07-1100452025-07-1203:302025-07-1306:152025-07-1409:002025-07-1511:45北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergy北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.◆廣西某風電場2025年7月17日交易策略為例-事前分析341.801,125.00Max0.000.00152.04118.43元/MWh一朝陽變電站.220kV#1母線-日前一鶘陽變電站220kV#1母線-實時■正偏差畫造1,2001,0008004002025-07-0100:002025-07-0203:002025-07-0306:002025-07-0409:002025-07-0512:002025-07-0615:00·全網(wǎng)-節(jié)點價差分析價差=區(qū)域節(jié)點均價-節(jié)點電價元/MWh2025-07-0718:002025-07-0821:002025-07-1412:00一日前價差一實時價差-800-1,0002025-07-0100:002025-07-0203:002025-07-0306:002025-07-0409:002025-07-0512:002025-07-0615:002025-07-0718:02025-07-0821:02025-07-1000:02025-07-1103:002025-07-1206:002025-07-1309:002025-07-1412:00◆廣西某風電場2025年7月17日交易策略為例-事后復(fù)盤交易策略及日前實時價格42032022020600400-180200-280-3800●(1)統(tǒng)調(diào)負荷：近半個月以來的最高水平；●(2)新能源：風電資源中等，預(yù)計偏差不大，光伏資源較高，預(yù)計午間容易出現(xiàn)低價；●(3)該日競價空間水平處于高位，預(yù)計晚間有高價風險；●綜上，該日08:00-16:00場站節(jié)點價格實時低于日前概率相對較大，19:00-24:00場站節(jié)點價格實時高于日前概率相對較大，其余時段整體競價空間偏差量不大，故日前與實時價格偏差不大。●該日策略08:00-10:00上抬至原始功率預(yù)測的1.1倍、16:00-21:00下壓至原始功率預(yù)測的0.9倍；其余時段不操作。●【復(fù)盤】該日邊界判斷正確，操作策略正確，該日策略增收2.62萬元。北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.結(jié)合近期新能源全網(wǎng)及場站限電規(guī)律，基于策略日省內(nèi)供需及價格預(yù)測情況，預(yù)判策略日省內(nèi)價格水平及全網(wǎng)新能源限電情況。日期選擇：日期選擇：2023-01-20→2023-01-31三看板調(diào)整市場價格趨勢●統(tǒng)一出清價格-日前預(yù)測更新時間為：2023-02-12.17:03?查看調(diào)控后價格一統(tǒng)一出清價格-日前(調(diào)控后)一統(tǒng)一出清價格-實時(調(diào)控后)一統(tǒng)一出清價價格(元/MWh)50001-2000:1501-2015:3001-2106:4501-2122:0001-2213:1501-2304:3001-2319:4501-2411:0001-2502:1501-2608:4501-2624:0001-2715:1501-2806:3001-2821:4501-2913:0001-3019:3001-3110:45新能源負荷總加◎日前基本面數(shù)據(jù)更新時間為：2023-02-1217:03一總加(新能源負荷-日前)一總加(新能源負荷-實時)01-2106:4501-2122:0001-2213:1501-2304:3001-23.19:4501-2411:0001-2502:1501-2517:3001-2715:1501-2806:3001-2821:4501-29.13:0001-3004:1501-3019:3001-3110:45新能源現(xiàn)貨策略制定流程省間現(xiàn)貨交易北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.結(jié)合近期省間日前及日內(nèi)出清量價情況，分析省間現(xiàn)貨高價出現(xiàn)的時段、量及需求省份來源，預(yù)判策略日省間現(xiàn)貨不同時段可能中標的量價概率，分析申報省間是否可覆蓋省內(nèi)結(jié)算損失的機會成本，綜合考量進行是否申報省間的決策。價格比對增量現(xiàn)貨市場價格比對實時市場實時市場價格比對新能源現(xiàn)貨策略制定流程省間現(xiàn)貨交易BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.結(jié)合策略日場站限電情況、省內(nèi)現(xiàn)貨價格水平及省間機會判斷，在決定申報省間現(xiàn)貨后，省內(nèi)日前策略需要提前做出相應(yīng)的協(xié)調(diào)，給省間日前及日內(nèi)的申報預(yù)留申報電量。新能源省間日前最大可申報量=日前申報-日前出清新能源省間日前新能源省間日內(nèi)是否日前限電是否最大可申報量>0最大可申報量=0最大可申報量=超短期申報-日前省內(nèi)出清-日前省間出清省內(nèi)日前為0價格，省內(nèi)實時價格也為0的概率較大最大可申報量=0省內(nèi)日前為0價格，省內(nèi)實時價格也為0的概率較大最大可申報量全量申報0價格最大可申報量全量申報0價格否如果省內(nèi)日前下否場景1:早晚高峰時段，一般省內(nèi)日前低價時段，考慮日前下壓預(yù)留部分量去申報省間日內(nèi)，但是一般省內(nèi)日前低價的時候，省內(nèi)實時低價的更低價的概率較大，下壓日前容易損失掉機會成本，且省間日內(nèi)可能不中標可能以更低價中標的概率均非常大，所以這種場景建議日前策略不考慮給省間日內(nèi)做預(yù)留。這種情況若想申報省間日內(nèi)，建議以預(yù)測的省內(nèi)實時價格或者日前價格來做對標參考報價。場景2:午間省內(nèi)日前及實時均0價格的時段，對于日前不易限電的非基數(shù)場站，可以下壓舊前，此時機會成本是0,甚至為負數(shù)(實時高于日前時),如果能中標省間，則能獲利，該場景下，考慮日前下壓給省間日內(nèi)做預(yù)留，并全量以0價格來申報。對于基數(shù)場站，則不需要考慮日前下壓給省間日內(nèi)做預(yù)留?，F(xiàn)貨日前策略：分基數(shù)和不分基數(shù)的場站都可以加強上抬，一方面增加限電量去拿省間更高的價格，另一方面，分基數(shù)的場站可以更多電量基數(shù)結(jié)算，實現(xiàn)雙贏；現(xiàn)貨日內(nèi)策略：未實施，無法通過增加超短期申報量來增加省間日內(nèi)最大可申報現(xiàn)貨日前策略：可通過下壓日前申報來增加最大可申報量，這其中機會成本損失為省內(nèi)實時電價*申報電量，需要預(yù)判省間是否會出清，若有出清，省間日內(nèi)出清價格是否高于省內(nèi)實時電價。新能源現(xiàn)貨策略制定流程省間現(xiàn)貨交易北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.省間日前申報建議：2月10日省間日前交易建議：1.請場站領(lǐng)導(dǎo)于11省間日前申報建議：2月10日省間日前交易建議：1.請場站領(lǐng)導(dǎo)于11:00-11:15持續(xù)刷新2月10日省間日前有無可申報量，申報截止時間11:30,若能申報請于此時間前完成申報2.申報量為可申報量上限，申報價格為0價02月10日省間日內(nèi)報價方案(每個時刻點僅申報第一段，申報全量，申報價格如下表)標的日期及時間交易申報時間21:52-22:10(9日)(10日)03:52-04:10(10日)05:52-06:10(10日)07:52-08:10(10日)2023/2/100:15不申報2:15不申報4:15不申報6:15不申報8:15不申報0:30不申報2:30不申報4:30不申報6:30不申報8:30不申報0:45不申報2:45不申報4:45不申報6:45不申報8:45不申報不申報不申報不申報不申報9:00不申報不申報不申報不申報不申報9:15不申報不申報不申報不申報不申報9:30不申報0不申報不申報不申報不申報9:45不申報02:00不申報4:00不申報6:00不申報8:00不申報不申報0標的日期及時間交易申報時間09:52-10:10(10日)11:52-12:10(10日)13:52-14:10(10日)15:52-16:10(10日)17:52-18:10(10日)19:52-20:10(10日)00不申報不申報20:15不申報22:15不申報00不申報不申報20:30不申報22:30不申報00不申報不申報20:45不申報22:45不申報00不申報不申報21:00不申報23:00不申報00不申報不申報21:15不申報23:15不申報00不申報不申報21:30不申報23:30不申報00不申報不申報21:45不申報23:45不申報0不申報20:00不申報22:00不申報24:00不申報新能源現(xiàn)貨策略制定流程交易復(fù)盤北京清能互聯(lián)科技有限公司新能源現(xiàn)貨交易復(fù)盤新能源現(xiàn)貨交易復(fù)盤現(xiàn)貨市場出清后，結(jié)合現(xiàn)貨市場實際出清價格，進行全面復(fù)盤，包括營收復(fù)盤、交易分析、收益分析、電價分析、策略分析及日清分校核等方面的復(fù)盤。營收總覽交易分析收益分析電價分析功率預(yù)測分析策略分析日清分校核2023-02-11□雙細則考核費用按比例縮減場站選擇場站選擇光伏電站演示風電場站演示日前出力計日前出力計劃電價：元/MWh806040功率(MW)總收入(元)度較昨較昨日.對比類型基數(shù)o0市場化合同363.34672601.271-16708.683403.39441.42實時電能-56.37335.5712005.224查看全部402023%10:1511:3012:4514:0015:1516:3017:451日前出力計劃-準確率84.5%900電價區(qū)間(元/MWh)41.7%●580～1500新能源交易策略制定要點總結(jié)典型電能量結(jié)算公式現(xiàn)貨市場典型電能量結(jié)算公式典型電能量結(jié)算公式北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTslntergyTechnologyCo.,Ltd.價格、P日前指日前價格、P實時指實時價格；交易決策基本流程發(fā)電側(cè)發(fā)電側(cè)售電側(cè)批發(fā)市場批發(fā)市場旬/周度交易旬/周度交易旬/周度交易旬/周度交易決策復(fù)盤北京清能互聯(lián)科技有眼公司BeijingTslntergyTechnologyCn.,Ltd.新能源交易基本流程現(xiàn)貨交易典型最小閉環(huán)北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.D-2氣象及邊界分析市場運行價格分析策略制定跟蹤網(wǎng)絡(luò)分析原始功率收益預(yù)估省間日內(nèi)預(yù)測分析市場申報損益復(fù)盤基數(shù)分解交易申報新能源現(xiàn)貨策略制定流程交易復(fù)盤交易結(jié)果復(fù)盤復(fù)盤損益復(fù)盤價格與邊界條件復(fù)盤北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.修正預(yù)期與實際偏差單次交易得失和策略改進方向典型場景積累河北南網(wǎng)新能源交易基本情況河北南網(wǎng)電力供需情況電源裝機(萬千瓦)電源裝機(萬千瓦)4073.29,673.63,8%■水電■火電■風電■光伏水電，1.41,26%風電，10.21,發(fā)電量(億千瓦時)■水電I火電■風電■光伏3247.44,40%截止2025年6月2025年6月北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.2025年1-6月全社會用電量■第一產(chǎn)業(yè)■第二產(chǎn)業(yè)■第三產(chǎn)業(yè)■居民生活用電●截至2025年6月底，河北南網(wǎng)全社會用電量1469.06億千瓦時，同比增長4.86%。其中第一產(chǎn)業(yè)用電量20.05億千瓦時，同比增長15.30%;第二產(chǎn)業(yè)用電量861.31億千瓦時，同比增長5.33%;第三產(chǎn)業(yè)用電量332.08億千瓦時，同比增長5.53%;居民生活用電量255.62億千瓦時，同比增長1.74%。河北南網(wǎng)市場行情-中長期北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCo.,Ltd.風電分時段發(fā)電量比例(估)2025年全時段風電平均價格2024年全時段風電平均價格2025年全時段風電綜合價格2024年全時段風電綜合價格2024年分月風電發(fā)電量比例(估)月份尖峰高峰平段低谷5.68%21.76%37.52%35.04%395.16400.00379.43371.528.32%6.19%23.46%34.68%35.66%400.40405.29379.43372.588.29%0.00%37.34%32.03%30.63%428.22433.45379.43385.120.00%36.34%33.19%30.47%425.82431.02379.43384.390.00%34.30%31.73%33.97%409.96414.97379.43379.5723.33%25.48%34.83%445.65451.09379.43381.748.22%20.96%30.78%33.62%435.00440.32379.43379.586.36%21.66%30.93%32.10%444.22449.65379.43381.454.71%0.00%26.51%36.66%36.83%379.47384.11379.43370.316.59%0月(秋)0.00%34.56%33.39%32.05%416.18421.27379.43381.466.63%0.00%31.50%31.29%37.21%392.64397.44379.43374.316.92%2月(冬)5.94%22.61%36.10%35.35%397.78402.64379.43372.057.62%總計5.34%27.86%32.82%33.98%414.49419.55379.43378.421光伏分時段發(fā)電量比例(交易中心公布)2025年全時段光伏平均價格2024年全時段光伏平均價格2025年全時段光伏綜合價格2024年全時段光伏綜合價格2024年分月光伏發(fā)電量比例(估)月份尖峰高峰平段低谷0.10%2.40%54.50%43.00%265.23295.34337.45336.788.85%?月(冬)0.70%4.40%56.10%38.80%283.60315.79337.45344.965.23%3月(春)0.00%7.30%60.70%32.00%306.03340.77337.45350.229.94%4月(春)0.00%8.00%59.60%32.40%306.80341.63337.45350.749.57%5月(春)0.00%9.80%60.00%30.20%317.16353.17337.45357.666月(夏)0.10%74.70%7.90%394.73439.54337.45394.460.10%8.70%74.40%6.80%401.21446.75337.45397.348.48%8月(夏)0.00%77.30%5.80%398.75444.01337.45396.249.18%9月(秋)0.00%6.00%57.90%36.10%292.04325.19337.45340.876.66%0.00%60.60%36.00%285.57317.98337.45336.556.70%0.00%58.70%40.20%268.73299.24337.45325.306.50%0.00%54.60%44.40%257.59286.83337.45333.378.06%總計0.08%8.03%62.43%29.47%319.49337.45357.811北京清能互聯(lián)科技有限公司一統(tǒng)一出清價格-實時一統(tǒng)一出清價格-日前9006003002025-05-01至2025-05-31一2025-05-01(統(tǒng)一出清價格-日前)一2025-05-02(統(tǒng)一出清價格-日前)—2025-05-03(統(tǒng)一出清價格-日前)-2025-05-04(統(tǒng)一出清價格-日前)一2025-05-05(統(tǒng)一出清價格-日前)一2025-05-06(統(tǒng)一出清價格-日前)800600400200一2025-06-01(統(tǒng)一出清價格-日前)一2025-06-02(統(tǒng)一出清價格-日前)-2025-06-03(統(tǒng)一出清價格-日前-2025-06-04(統(tǒng)一出清價格-日前-2025-06-05(統(tǒng)一出清價格-日前)-2025-06-06統(tǒng)一出清價格-日前)900600300河北南部電網(wǎng)省調(diào)直調(diào)光伏(不含扶貧容量部分)、風力發(fā)電場站自全部容量取得或者豁免電力業(yè)務(wù)許可證(發(fā)量一定比例參與市場化交易(含外送交易)。河北南部電網(wǎng)省調(diào)直調(diào)光伏(不含扶貧容量部分)、風力發(fā)電場站自全部容量取得或者豁免電力業(yè)務(wù)許可證(發(fā)量一定比例參與市場化交易(含外送交易)。分布式光伏參與市場化交易按照河北省有關(guān)政策執(zhí)行。北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTslntergyTechnologyCo.,Ltd.2023年2024年2025年集中式風電夏冬20%、春秋30%夏冬20%、春秋30%;無補貼光伏可拓展至集中式光伏夏冬40%、春秋60%分布式光伏/開展分布式光伏聚合試點交易(10kV及以上工商業(yè)，1月1日起增量，7月1日起存量)以平段交易價格為基準，執(zhí)行現(xiàn)行政策的峰谷電價上下浮動比例。其中，尖峰、高峰、平段、低谷電價分別是平段電價的2.04、1.7、1、0.3倍。尖峰平谷標桿電價619.48中長期價格下限594.7495.58291.5287.46中長期價格上限892.05437.28現(xiàn)貨按照出清電價，限價為0-1200元/兆瓦時河北南網(wǎng)新能源規(guī)則要點-中長期北京清能互聯(lián)科技有限公司雙邊協(xié)商每年開展一次，標的物為次年度電量每月開展一次，標的物為次按日開展，標的物為運行日電量發(fā)電側(cè)僅可作為售電方，用戶側(cè)僅可作為購電方合同交易融合開市。發(fā)用兩側(cè)市場主體進行交易申報時可以選擇但對同一交易批次同一時段，只能選擇購電方或者售電方一種身份主體進行交易申報時可以選擇作但對同一交易批次同一時段，只能選擇購電方或者售電方一種身份劃分尖峰(尖峰月份)、按小時劃分24個交易時段按小時劃分24個交易時段按小時劃分24個交易時段分時段電量按照交易月份日歷天數(shù)平均分解至到日.各時段內(nèi)電量按小時均分形成的日分時曲線每個小時的合同電量默認按照交易月份日歷天數(shù)平均分解至每日的相應(yīng)小時，即通過24小時交易自動形成24小每個時段的合同電量默認按照當旬日歷天數(shù)平均分解至每日的相應(yīng)時段，即通過24小時交易自動形成24小時曲線直接形成每個小時的交易電量、河北南網(wǎng)新能源規(guī)則要點-中長期北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTslntergyTechnologyCo.,Ltd.結(jié)算原則：市場主體根據(jù)《河北南部電網(wǎng)電力中長期交易規(guī)則》(華北監(jiān)能市場[2020]229號)有關(guān)規(guī)定，按照""照付不議、偏差結(jié)算”原則開展結(jié)算。交易合同(含電網(wǎng)代理購電合同)按照約定的電量、電價全額結(jié)算，實際執(zhí)行與交易合同的偏差按照偏差價格結(jié)算，按月清算結(jié)賬。開展分時段交易電量結(jié)算?；鶖?shù)電量=實際上網(wǎng)電量x(1-入市比例)市場化電量=合同電量+偏差電量，其中偏差電量分為超發(fā)電量和少發(fā)電量超發(fā)電量=實際上網(wǎng)電量x入市比例-合同電量超發(fā)/少發(fā)電價=全網(wǎng)電力直接交易分月合同加權(quán)平均價x懲罰系數(shù)少發(fā)電量=實際上網(wǎng)電量x超發(fā)/少發(fā)電價=全網(wǎng)電力直接交易分月合同加權(quán)平均價x懲罰系數(shù)超發(fā)1段/少發(fā)1段超發(fā)2段少發(fā)2段偏差范圍懲罰系數(shù)偏差范圍懲罰系數(shù)偏差范圍懲罰系數(shù)高峰(尖)1平段10.9低谷1河北南網(wǎng)新能源規(guī)則要點-現(xiàn)貨北京清能互聯(lián)科技有限公司BeijingTsIntergyTechnologyCa.,Ltd.以“報量報價”方式申報，以場站為單位申報運行日的電力-價格曲線(最多5段)。第一段申報起始出力為0,最后一段申報出力終點為電站裝機容量，每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價申報方式段的出力終點。報價曲線必須隨出力增加單調(diào)非遞減，每連續(xù)兩個出力點間的長度不能低于1兆瓦申報的最大發(fā)電能力低于新能源預(yù)測出力的，將申報的最大發(fā)電能力至新能源出力部分按最后一段報價參與市場出清。在市場申報關(guān)閘前未及時申報的，按照零報價參與市場出清。交易曲線按小時分為24個時段。1234567時間節(jié)點D-2、D-3日D+2、D+3日工作內(nèi)容9:30-12:00,市場主體申報中長期交易D日24小時交易電量，交易結(jié)果實時出清。17:00前，電力交易機構(gòu)向市場主體發(fā)布D日日交易結(jié)果。8:45前，市場運營機構(gòu)向市場成員發(fā)布D日的邊界條件信息，包括系統(tǒng)負荷預(yù)測、聯(lián)絡(luò)線9:45前，各市場主體完成市場交易申報，燃煤發(fā)電廠可在調(diào)頻輔助服務(wù)市場和現(xiàn)貨電能量市場同時申報。10:30前，電力調(diào)度機構(gòu)完成D日省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場的預(yù)出清。11:00前，基于預(yù)測的全網(wǎng)系統(tǒng)負荷，測算運行日電力平衡及新能源消納情況。11:00-14:30,市場運營機構(gòu)組織完成省間日前現(xiàn)貨市場交易申報、出清和發(fā)布。17:00前，電力調(diào)度機構(gòu)結(jié)合省間日前現(xiàn)貨和調(diào)峰市場出