买矿机和直接买现货有什么区别？
买矿机和直接买现货的区别在于投资方式和风险程度。1. 投资方式：买矿机是购买加密货币挖矿设备，然后通过自己进行挖矿获得加密货币。而直接买现货是购买已有的加密货币。2. 风险程度：买矿机的风险相对较高，因为挖矿的成功与否以及挖矿收益的多少都取决于市场条件、挖矿难度和能源成本等因素。而直接买现货的风险相对较低，因为已经购买到的加密货币的价值受市场供求关系和其他因素的影响。3. 收益稳定性：买矿机的收益相对不稳定，因为挖矿收益受到许多因素的影响，如加密货币价格的波动、挖矿难度的变化和挖矿设备的性能等。而直接买现货的收益相对稳定，因为其价值变动主要受到市场供求关系的影响。4. 利润潜力：买矿机的利润潜力较大，因为如果成功挖矿并且加密货币价格上涨，可以获得较高的收益。而直接买现货的利润潜力相对较小，因为收益仅取决于加密货币价格的上涨。总的来说，买矿机是一种更加主动的投资方式，需要自己负责设备的运营和维护，风险相对较高但利润潜力也较大。直接买现货则可以减少操作风险，但收益相对较为稳定。
沙钢宽厚板无锡地区哪家公司有现货？
无锡华昆金属材料有限公司创建于二零零一年。常年为钢结构企业、电力、化工、矿山大型重型机械等企业销售代订特宽中厚板、宽厚低合金板现货库存达2万吨。年销售达20万吨。代理销售益成特钢、沙钢宽厚板，华伟、兆顺、西钢中板、邯郸低合金板。可定扎：Q235A/B/C/D/E、Q345A/B/C/D/E、45#。厚度500MM下。宽度4500MM下。长18000MM下交货及时，价格优惠。我公司钢材主要是销往中国船舶重工集团，安徽鸿路集团、江南起重、无锡太湖锅炉厂、无锡第一采煤机总厂等，国内20多省，近80家单位及国有企业。我公司以质量管理为重心，诚信第一，精益求精为宗旨。热忱欢迎各大终端客户及各界同仁友好合作，共谋发展，携手前进，同创辉煌！沙钢普板现货70*2550~2600*11000~12000Q235B二切沙钢78*2950*9000Q235B二切沙钢80*2650*11000~12000Q235B二切沙钢89*245*6000Q235B二切沙钢90*2490~2590*6100~11000Q235B二切沙钢100*3100*9500Q235B二切沙钢100*2300~2600*10000Q235B二切沙钢110*2550*8000~11000Q235B二切沙钢120*2540*10000Q235B二切沙钢130*2540*8000~9000Q235B二切沙钢140*2550*8500Q235B二切沙钢150*2550*8500Q235B二切沙钢沙钢猛板现货60*2690*12000Q345B二切沙钢70*2900*11500Q345B二切沙钢80*2550~2900*9500~11500Q345B二切沙钢85*2260*11600Q345B二切沙钢90*2550*10300Q345B二切沙钢95*3660*7500Q345B二切沙钢100*2250~2550*10000~13500Q345B二切沙钢110*2700*8000Q345B二切沙钢120*2580*8000~9000Q345B二切沙钢130*2790*8500Q345B二切沙钢公司现货资源网址：http://wuxihuakun.gtxh.com
绿色低碳转型系列（十二）：简析电力现货、辅助服务市场交易规则
近期，我国加快建设电力市场体系，市场化交易电量比重不断提升，市场在相关资源配置中越来越起到决定性作用。加快建设健全多层次统一电力市场体系，对全国统一能源市场的建设至关重要。2022年1月18日，国家发改委与国家能源*发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），为新一轮电力市场化改革明确了顶层设计。《指导意见》的各项改革措施中，建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场是值得关注的重点内容。在君合前期的法律评论文章中，我们分别对此轮电力市场化改革的要点内容及其对发电企业的影响，以及电力中长期交易规则进行了介绍，本文将对处于试点阶段的电力现货交易和辅助服务市场的建设进展情况进行简要梳理。
一、电力现货市场
1、现货市场规则概述
电力现货市场主要针对电能量的日前、日内、实时交易1。目前，电力现货市场交易规则还处于试点阶段。根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）及其配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。
由于电力传输具有瞬时性的特点，生产与消费几乎同时完成，电力交易需要依赖电网公司的输配电执行交易结果。一方面，由于受到电网线路输电能力限制，输配电安排需要通过电网调度中心的安全校核，因此电力交易与一般的商品交易方式存在不同，以中长期交易为主，以现货交易为补充。另一方面，为适应高比例新能源的新型电力系统，市场交易机制需要有更强的灵活性，以促进新能源的充分消纳。为了充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，让电力回归商品属性，形成市场化的电力电量平衡机制，电力市场在设计之初即明确了要构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系2。
2017年8月28日，国家发改委办公厅和国家能源*综合司发布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》，正式启动电力现货交易市场的试点工作，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点地区。2021年4月26日《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》将试点范围扩大，第二批电力现货试点包括上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市。
2019年7月31日，国家发改委办公厅和国家能源*综合司编制了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，明确建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，并且要求跨省中长期电力交易的偏差部分按照受（送）端省份现货市场规则进行结算3。2021年11月22日，国家电网有限公司经国家发改委和国家能源*同意，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，该规则主要覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围，涉及范围内的全部省间电力调度和省间交易，其中对电力现货交易的具体方式、机制和步骤作了明确的设计，对现货市场规则理解具有重要的参考意义。
《省间电力现货交易规则（试行）》明确省间电力现货交易是在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易，并且省间电力现货交易为实物交易。《省间电力现货交易规则（试行）》将省间电力现货交易分为两种方式，分别是日前现货交易和日内现货交易。由于各跨省输电通道的容量限制，电力调度机构优先安排跨省区中长期交易，其次是省间日前现货交易，再次是省间日内现货交易。
就日前现货交易而言，是指在前一日对后一交易日的电能量进行交易。交易日从00:15至24:00，每15分钟设为一个时段，共分96个时段，交易标的是该时段发电企业所生产的电能量。具体交易流程可分为三个阶段，分别是日前现货交易准备，日前现货交易出清，以及出清结果管理和发布。具体见下图所示：
以现货交易日为D，前一日为“D-1”，日前现货交易流程可顺次分为：（1）预计划下发；（2）交易前信息公告；（3）省内预出清（预计划）；（4）交易申报；（5）省间现货交易出清及跨区发输电计划编制；（6）省间联络线计划编制；（7）省内发电计划编制各个步骤。该流程以国调中心和网调基于跨区中长期交易结果及电网安全运行需要，编制下发D日96时段预计划为开始，以省调根据上级调度机构下发的联络线计划，编制省内日前发电计划或组织省内日前现货市场及辅助服务市场出清为结果。最终，电力交易机构向市场成员发布市场出清结果。
就日内现货交易，是指在日内以2小时为一个固定交易周期，组织省间日内现货交易，具体的交易方式与日前现货交易类似，采用集中竞价出清程序。同时《省间电力现货交易规则（试行）》规定，固定交易周期结果发布后，若在本交易周期内仍有新增富余电力外送和购电需求，可组织临时交易，但需保证T-60分钟前将出清结果下发至省调。
以交易时段起始时刻为T，日内现货交易流程分为交易前信息公告、交易申报、省间现货交易出清及跨区发输电计划编制、省间联络线计划下发、向市场成员发布市场出清结果这几个步骤。
电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳提供的服务。9号文颁布之初，电力体制改革配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》将电力市场初步设计为由中长期市场和现货市场构成，辅助服务交易作为中长期和现货交易的一部分，在中长期市场和现货市场中开展辅助服务交易。2022年《指导意见》明确指出要建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场，把辅助服务从中长期市场和现货市场中单独提出来，辅助服务市场的重要性进一步体现。新能源在我国发电装机容量比例不断提高，电力系统对调节性和保障性电源的需求更加强烈，因此辅助服务市场也越发重要。
在9号文颁布之前，我国就已经开始探索辅助服务的补偿机制。2006年11月，原国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》初步建立辅助服务补偿机制。2014年，国家能源*印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。2017年11月15日，国家能源*印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，为辅助服务补偿（市场）机制制定了目标，明确了结合各地实际，因地制宜完善电力辅助服务补偿机制的原则。
2018年2月28日，国家发改委和国家能源*印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（以下简称“364号文”），旨在提高电力系统的调节能力及运行效率，从实施火电灵活性改造、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用方面提升电源侧调节能力，科学优化电网建设、加强电网调度的灵活性，提升电力用户侧灵活性，增强电力系统灵活性、适应性。同时364号文明确，按照“谁受益、谁承担”的原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制；合理确定火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化进行动态调整，合理补偿火电机组、抽水蓄能电站和新型储能电站灵活运行的直接成本和机会成本。
2021年12月21日，国家能源*印发《电力辅助服务管理办法》（以下简称“《办法》”）。《办法》将辅助服务分为有功平衡服务和无功平衡服务。在补偿机制方面，基本电力辅助服务为并网主体义务提供无需补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，《办法》鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。《办法》丰富了提供电力辅助服务主体的范围，除提供正常电能生产、输送、使用服务主体外，还包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，以及传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的用户侧可调节负荷。
另外《办法》明确，国家层面将制定电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，电力辅助服务管理实施细则原则上主要明确，通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制；电力辅助服务市场交易规则主要明确，通过市场化竞争方式获取的电力辅助服务品种的相关机制。目前，国家层面尚未出台电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，但已批复东北、福建等地开展辅助服务市场建设试点工作。就各地辅助服务相关规则的要点，限于篇幅，我们在此仅列明交易品种，对交易方式等不做展开分析。
包括调峰辅助服务（实时深度调峰交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易、火电停机备用交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易）和旋转备用辅助服务、黑启动辅助服务、抽水蓄能超额使用辅助服务
《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）》（2018年12月22日）
调频辅助服务。参与主体包括省直调的单机容量5万千瓦且可调节容量2万千瓦及以上的水电机组、单机容量30万千瓦且可调节容量15万千瓦及以上的火电机组，以及单机容量30万千瓦且可调节容量10万千瓦及以上的燃气机组。容量不少于1万千瓦的储能设备、电站，参照常规机组标准参与调频市场。
《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）》（2020年6月28日）
调峰辅助服务。参与主体包括并网发电企业、拥有自备电站的企业、售电企业、参与市场交易的电力用户、储能等辅助服务提供商。
《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》（2017年8月21日）
调频辅助服务。参与主体包括具备自动发电控制装置（AGC）的统调火电机组与满足相应技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等。
调峰辅助服务，暂包括实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易。
包括基本（义务）调峰服务和有偿调峰服务。有偿调峰服务暂包括实时深度调峰交易、调停备用交易、可调节负荷交易和电储能交易。
调频辅助服务。发电机二次调频备用中能够通过自动发电控制装置（AGC）自动相应区域控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整发电出力，满足ACE控制要求的服务，其调节效果是通过调节里程衡量。
《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2021年4月30日）
目前，电力现货市场和辅助服务市场的交易规则正处于试点阶段，由于各省和地区的电力市场基础条件、电网结构和电力平衡格*等情况存在差异，因此现货和辅助服务市场规则的建立主要采用了试点先行，因地制宜，多方探索的改革思路。
现货和辅助服务市场是建立电力市场化交易的重要一部分，让电力回归商品属性，提高电力资源配置效率，同时也有利于适应以清洁能源为主的新型电力系统，促进新能源的充分消纳。对于市场主体而言，现货和辅助服务市场的建立意味着更多元的交易品种。同时，现货和辅助服务市场也将促进“源网荷储”各个环节各类市场主体的余缺互济，催生出虚拟电厂、需求侧可调节用户、储能电站等新的市场主体，创造更多的商业机会。
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广东电力现货市场配套细则发布！明确独立储能交易、结算规则！
文丨广东电力交易中心
北极星储能网获悉，3月15日，广东电力交易中心发布《南方（以广东起步）电力现货市场试运行关键配套实施细则》，分别是：《广东电力市场现货电能量交易实施细则》《广东电力市场中长期电能量交易实施细则》《广东电力现货市场结算实施细则》《广东电力市场信息披露管理实施细则》。
与2022年试行版细则相比，增加新能源和独立储能参与电力现货电能量市场、电力中长期市场以及交易结算等的详细规定。
《广东电力市场现货电能量交易实施细则》指出：独立储能交易单元缺省申报参数现阶段，独立储能交易单元缺省申报参数包括电能量缺省报价和缺省SOC数值。
独立储能交易单元申报交易信息
（1）电能量报价：竞价日13:00前，独立储能交易单元申报运行日的报价信息，申报要求与本细则5.3.3节中电能量缺省报价的要求相同。
（2）竞价日13:00前，独立储能交易单元申报运行日最后一个时段末期望达到的荷电状态（SOC）数值。
（3）独立储能交易单元的启动费用、最小可调出力费用、最小连续开机/停机时间默认按0处理。
独立储能可申报买入电量额度=min{（月度净合约量上限-本交易日申报买入月内市场合约电量-本交易日前已买入月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}
年度集中竞争交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司和批发用户只可作为市场合约买方参加交易，独立储能可同时作为合约的买方、卖方参加交易；月度集中竞争交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司、批发用户和独立储能可同时作为市场合约买方、卖方参加交易；多日分时段集中竞争交易中，可允许市场主体同时作为合约的买方、卖方参与交易。
《广东电力市场信息披露管理实施细则》指出：独立储能交易单元运行参数所有独立储能交易单元需向所属电力调度机构提供运行参数，经所属电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。
（1）额定容量，单位MWh，应与并网调度协议保持一致；（2）最大、最小充放电功率，单位MW，应与并网调度协议保持一致；（3）最大允许、最小允许荷电状态，单位百分比，指电化学储能过程中储能介质中实际存在的电荷数占额定储能容量对应的储能介质中含有的电荷数的百分率；（4）充电效率和放电效率，单位百分比。充电效率指储能充电时，增加存储电量与输入能量的比；放电效率指储能放电时，输出电量与减少存储电量的比；
独立储能结算
独立储能电能量市场电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、日前偏差电费、实时偏差电费、中长期阻塞电费、考核电费和分摊返还电费组成。
计算公式如下：R＝R中长期合约＋R日前偏差＋R实时偏差＋R中长期阻塞+R考核+R分摊返还
式中：R为独立储能电能量市场电费；R中长期合约为独立储能中长期合约电费；R日前偏差为独立储能日前偏差电费；R实时偏差为独立储能实时偏差电费；R中长期阻塞为独立储能中长期阻塞电费；R考核为独立储能考核电费，具体见10章；R分摊返还为独立储能分摊返还电费，初期暂不计算分摊返还电费，后续视运行情况另行发文明确。
独立储能中长期合约电费
独立储能按照中长期合约分时电量和净合约综合价格计算全电量电费。公式为：R中长期合约=ΣQ中长期净合约,t×P中长期净合约,t
其中：R中长期合约为独立储能中长期合约电能量电费；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约电量；P中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约综合价格。
独立储能日前偏差电费
独立储能每小时日前市场出清电量与中长期合约电量的偏差，按照所在节点日前市场分时价格结算。
R日前=Σ（Q日前,t－Q中长期净合约,t）×P日前,t
其中：R日前为独立储能日前市场偏差电能量电费；Q日前,t为独立储能日前市场T时段出清电量；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约电量；P日前,t为独立储能所在节点日前市场T时段结算电价。
独立储能实时偏差电费
独立储能每小时实际充放电量与日前市场出清电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算。
R实时=Σ[（Q实际,t－Q日前,t）×P实时,t]
其中：R实时为独立储能实时市场偏差电能量电费；Q实际,t为T时段实际充放电量，放电电量为正、充电电量为负；Q日前,t为独立储能日前市场T时段出清电量；P实时,t为独立储能所在节点实时市场T时段结算价格。
独立储能中长期阻塞电费
独立储能单独结算中长期阻塞电费，按照中长期分时净合约电量，以独立储能日前市场节点电价和日前市场统一结算点电价的差值结算。公式为：R中长期合约阻塞=Σ[Q中长期净合约,t×(P日前,t－P日前统一,t)]
其中：R中长期合约阻塞为独立储能中长期合约阻塞电费；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期分时净合约电量；P日前,t为日前市场独立储能所在节点的T时段结算电价；P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
详情如下：
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往期回顾
北京征集十四五新型储能电站拟建项目！不得用梯次利用电池！覆盖多应用场景！
广东2022年电力市场交易指引系列（七） ——《广东电力市场履约风险管理实施细则》答疑-北极星电力新闻网
Hello，大家好！2022年1月1日，广东电力交易中心启动履约风险动态管控机制试运行后，很多售电公司对《广东电力市场履约风险管理实施细则》中的相关内容产生了疑问，今天小编就有关问题为大家集中解答一下。下面有请问答栏目两位主角疑小问和易小答出场。
制定《广东电力市场履约风险管理实施细则》（以下简称《细则》）的意义？
答：2017年起，广东电力市场按照《广东电力市场售电公司履约保函管理办法（试行）》实施履约风险管控，市场主体欠费风险得到有效控制。2021年以来，由于燃料价格、电力供需形势转变等因素，市场价格大幅波动，暴露出原有相对静态的履约风险管控机制存在的问题。为更好地防范市场履约风险，维护电力市场秩序，基于动态实施风险评估、预警、处置的原则，改进履约风险管控机制，经**审定同意，交易中心制定了《细则》。
答：交易中心按照《细则》规定的评估模型，根据售电公司交易量价、结算数据、缴费情况以及市场价格走势等信息，对各售电公司的市场化电费、交易手续费等费用的风险进行量化评估。算例如下：
1、边界条件
（2）售电公司A已缴清2021年11月及以前的市场化电费、2022年1月及以前的交易手续费。
（3）2021年12月结算正式结果已发布，售电公司A亏损10万元，尚未缴纳。
（4）2022年1月为现货运行月，已完成月度交易组织，尚未发布结算结果。
①售电公司A该月中长期合约净电量3100万千瓦时，加权均价500厘/千瓦时。
②1月1-10日已完成日清算，售电公司A日前偏差电费、实时偏差电费、偏差收益转移电费合计50万元；1月11-31日，售电公司A各日中长期合约净电量均为100万千瓦时，预计日用电量110万千瓦时、日前申报电量偏差率5%、日前价格500厘/千瓦时、日前实时差价20厘/千瓦时。
③预计售电公司A该月用电量3410万千瓦时、分摊返还度电均价支出20厘/千瓦时。
（5）2022年2月未完成月度交易组织，预计售电公司A月度用电量3000万千瓦时、度电亏损3厘/千瓦时。
②现货电费＝1-10日现货电费＋11-31日现货电费＝50万元＋[(110万千瓦时－100万千瓦时)×500厘/千瓦时＋(110万千瓦时×5%)×20厘/千瓦时]×21＝157.31万元
⑤2022年1月履约风险＝2021年1月电费履约风险＝max{1550万元＋157.31万元＋30.69万元－1773.2万元，0}＝0万元
（3）2022年2月履约风险＝2022年2月电费履约风险＝max{3000万千瓦时×3厘/千瓦时，0}＝9万元
答：售电公司信用额度＝担保信用额度＋无担保信用额度。其中：
1、担保信用额度按照有效履约担保额度确定。
2、现阶段，无担保信用额度＝担保信用额度×最新信用评价等级对应比率。售电公司最近12个月均及时足额支付市场化交易结算费用的，评价等级AAA、AA、A对应比率分别为8%、5%、3%，其他评价等级对应比率为0%；售电公司最近12个月发生过未及时足额支付市场化交易结算费用的，其比率为0%。
答：1、初始要求：参与每年交易前，根据预计的年售电量确定。预计参与当年交易不足12个月的，年售电量按照参与月份数折算到全年。若年售电量小于4亿千瓦时，初始要求为280万元；若年售电量在4至40亿千瓦时之间，初始要求为年售电量×0.7分/千瓦时；若年售电量大于40亿千瓦时，初始要求为2800万元。
2、动态要求：参与交易过程中，售电公司信用额度除满足年售电量对应要求外，还须满足履约风险与信用额度的比率（信用占用度）不超过100%的要求。
答：交易中心基于售电公司信用占用度进行预警，并将预警状态在市场内部公开。
1、若信用占用度超过60%，对售电公司发出黄色预警。
2、若信用占用度超过80%，对售电公司发出橙色预警，并暂停其新增零售合同登记的权限。
3、若信用占用度超过100%，对售电公司发出红色预警，售电公司须在预警之日起10个工作日内采取措施降低信用占用度至100%或以下。
发出红色预警后第10个工作日，售电公司信用占用度仍超过100%的，经能源监管机构和**主管部门同意，暂停其市场交易资格，按照《广东电力市场保底售电实施方案》有关规定启动保底售电流程，其相关批发合同电量、零售用户从次月起由保底售电公司承接，并按照售电公司有关规定对其强制退市。
答：支付尚未结清的市场化电费、交易手续费，或补充增加履约担保额度。
售电公司应该怎么配合落实履约风险工作要求？
答：履约风险动态管控机制从1月1日起启动试运行。考虑到履约风险评估需使用历史结算数据，而2022年市场结算规则相比2021年11-12月在平衡结算机制、变动成本补偿、超额电费等方面进行了重大调整，2022年1月至2月中旬，履约风险评估结果仅作为参考，用以检验算法和流程，暂不根据评估结果实施风险预控和处置措施。售电公司请关注自身履约风险、信用占用度、预警等级等指标，如有问题及时反馈。
履约风险管控机制正式运行后，售电公司在关注各项履约风险指标的基础上，请根据预警状态做好及时支付市场化交易结算费用和补充履约担保的准备，以免影响交易业务的正常开展。
关于《广东电力市场履约风险管理实施细则》相关解答就到这里，欢迎各市场主体向交易中心公众号留言提问。
售电公司现货买电有时间规定？
现货买电有时间规定。
现货模式下电价，每天每小时都是不同的价格。例如白天的电价高，晚上的电价低，让大家根据价格有序用电，另外也会引导发电集团在电价高的地方多建发电厂，缓解当地电力紧张的供应情况。
独家|南方（以广东起步）电力现货市场运营规则编制的秘密……
敞开大门编规则 广东电力现货市场试点建设稳步推进
——南方（以广东起步）电力现货市场运营规则编制情况综述
中电传媒 周妍 陈细英
5月23～25日，南方（广东起步）电力现货市场运营规则第四次编写会议在广东惠州召开，来自广东省**有关部门、南方电网及省级电力调度机构、电力交易机构及发、售电侧有关市场主体代表共40余人参加了会议，对前期提出的广东电力市场运营基本规则及其细则主体内容进行总结性梳理。
这已是国家能源*南方监管*（以下简称“南方能源监管*”）组织开展的第四次集中编制工作。自明确由南方能源监管*牵头负责制定电力市场规则以来，其秉持开放、公平的原则，坚持开门编规则、广泛听取意见建议，于今年1月规则编制起草阶段即首次召开研讨会，组织邀请发电侧、售电侧、用户侧、市场交易运营机构及国内外专家学者就规则内容进行多角度探讨，充分激发市场主体的积极性与创造力，提高规则编制的合理性与可操作性。
数月时间，公开研讨，广开言路、广集民智、广纳良策，南方能源监管*精心组织，*d组多次研究，*主要负责同志亲自抓，使规划编制过程成为了统一思想、凝聚共识的过程，切实推动南方（以广东起步）电力现货市场规则早日出台，扎实推进电力现货市场试点稳步开展。
广开言路寻找市场主体利益的“最大公约数”
作为我国改革开放，也是电力体制改革的前沿阵地，广东省的改革步伐历来走在全国前列。2017年8月，国家发展改革委、国家能源*部署启动电力现货市场建设试点工作，南方（以广东起步）成为首批8个试点地区之一。
对此，广东省**高度重视，明确了试点责任单位和分工安排。根据分工，广东省发展改革委为牵头单位，负责统筹协调电力体制改革各项工作；省经信委为全省电力现货市场建设试点工作第一责任单位，牵头制定全省电力现货市场试点实施方案；南方能源监管*牵头负责全省电力现货市场规则制定与电力市场监管、风险防控工作。按照进度安排，广东省力争在今年6月底前制定电力现货市场试点方案和市场运营规则，并于年底前具备电力现货市场模拟运行条件。
时间紧迫、任重道远，南方能源监管*主动作为，会同广东省经信委、能源*和广东中调及广东电力交易中心组成调研组，于3月上旬先后赴浙江、华东、东北调研，与兄弟监管机构、相关**部门和电力企业围绕市场规则设计和市场监管两大核心内容深入座谈交流，为推进南方（以广东起步）电力现货市场规则编制工作乃至后续市场监管工作提供了借鉴。同时，在规则起草阶段，坚持促进绿色能源发展的思想，坚持市场开放和促进清洁能源消纳的理念，注重对西部发电企业特别是清洁能源发电企业的开放，以促进水电等清洁能源的综合利用，解决东西部传统能源和新能源的矛盾，保障珠三角地区的蓝天计划实现，实现资源在更大范围内的优化配置。
更为重要的是，南方能源监管*坚持敞开门编规则，严格规则制修订程序。
“市场规则是指导各方开展交易、运行的基础，切实影响到各方利益。”广东省某发电企业主要负责人坦言，多数市场主体并没有做好参与电力现货市场的准备，若信息不能公开透明，则极易产生寻租空间。
面对市场主体的担忧，南方能源监管*在组织制定规则过程中，以**部门出台的相关方案为基础，在此基础上进行细化形成规则；以市场运营机构为依托，吸收市场主体代表参与规则编制，多轮次、多场次召开市场规则研讨会、市场规则集中编制讨论会，在规则编制讨论的同时起到规则宣贯作用。规则成形后，将广泛征求市场成员意见，组织开展专家论证，形成模拟运行稿；经充分的模拟运行后，进一步修改完善，确保规则科学合理，最后按程序报批实施。
敞开大门编制规则的开放态度得到了市场主体的高度好评。一位多次参与研讨会的业内人士评价，南方能源监管*尊重包括民营售电公司在内的各个市场主体的意见建议，在各方观点出现剧烈碰撞时，公平公正的态度一以贯之，“做到了怀着‘公心’来编规则”。
事实证明，此种做法收到了良好成效。各市场主体参与感强，通过积极发言，研讨会形成了有效讨论，目前综合各方意见后形成的市场交易实施细则初稿已充分考虑各方的利益诉求，有利于各方市场主体的参与执行，有利于市场利益的协调平衡，有利于电力市场的平稳运行，提高了可操作性的同时最大限度降低了风险性，基本得到发电、售电方的一致认可。
尊重诉求 推动市场规则与实施方案编制齐驱并进
通过举办市场规则研讨会、市场规则集中编制讨论会等方式开展规则编制工作的优势远不仅于此。
目前，广东电力现货市场试点实施方案尚未正式出台，电力市场具体的建设目标、建设模式和各阶段建设内容暂时无法明确，而电力市场建设的相关配套政策同样还不清晰。例如，深圳市输配电价单独核定，但未包含广东省省级电网输电线路分摊的成本和广东省地区间交叉补贴，导致核定的输配电价与市场不兼容，用不起来。
此外，广东省电源结构复杂，使用输配电价后，发电计划的放开将对电网企业购售价格以及市场用户购电价格带来不同程度的影响。“目前广东电力市场发电计划已放开40%以上，价格波动风险极高，而且燃煤、燃气等不同电源成本差异较大，如何处理发电侧放开后的搁浅成本，保障企业之间的有效市场竞争？”一位发电企业代表提出了疑问。而在保障清洁能源消纳成为共识的前提下，西电等外来电源以何种方式参与市场竞争、如何保障省内燃煤机组的发电空间、确保电网安全稳定运行也是市场主体关注的焦点。
然而，按照进度安排，广东省力争在今年年底前启动电力现货市场模拟运行，市场运营规则编制时间尤为紧张。在这样的情况下，南方能源监管*充分尊重各方诉求，组织各方对规则进行广泛讨论，规则与方案同步推进、共同研究，为电力市场建设目标、路径、内容及相关配套政策的早日明确作出了贡献。
跟踪督促理顺现行电网管理模式与调度机制
除了上述影响市场规则编制的因素外，南方能源监管*还需攻克另一大难题——现行的电网管理模式与调度机制无法与电力现货市场建设相互衔接，改变势在必行。
广东省不仅用电量长期居于全国首位，电网管理模式、结构同样相对复杂。早于2012年，广州、深圳供电*从广东电网公司分立，转为由南方电网公司直接管理的全资子公司，自此广东省内存在三家处于平级关系的电网企业。
“电力现货市场的有效运转，离不开必要的软件和硬件支撑，主要包括支撑电力市场交易和结算等业务的相关技术支持系统，以及与现货市场结算要求配套的计量和自动化抄表系统。而这些都需要三家电网企业通力配合，并建立起良好的协调工作机制。”南方能源监管*相关负责人介绍说，需要改变的还有现行的调度机制。据了解，目前广东电网电力调度采用统一调度、分级管理的模式。其中，广东省调负责全省电网平衡，广州、深圳调度负责各自辖区内发输变电设施调度，而南网总调作为上一级调度管理机构，负责省间输电调度以及广东部分电源的直调。“现有的调度管理模式与拟推进的电力现货市场试点不适应，亟需理顺和调整调度管理关系。”
为此，南方能源监管*一方面密切跟踪南网现有调度管理体制调整和理顺工作，推动建立与电力现货市场运营相适应的调度管理模式。另一方面，跟进电力现货市场试点软硬件支撑建设。督促电力调度交易机构按照市场规则要求建设具备相应功能、符合国家和行业标准的电力现货市场技术支持系统；督促相关电网企业完善计量和抄表自动化系统，满足电力现货市场结算要求。
进度显示，电力现货市场技术支持系统（一期）将于今年8月底建设完成；广东电网公司预计于6月30日完成发电侧、用户侧计量系统改造，广州、深圳供电*将于11月30日完成发电侧、用户侧计量系统改造。
提前谋划加强市场监管能力建设防控风险
事实上，随着电力市场化改革的不断深入，已开始倒逼市场规则制定者提前预判市场走向，及时出台应对举措。以广东电力市场为例，梳理去年来发布的监管措施，除了广东省构建的信用体系监管外，南方能源监管*的行政监管对市场的平稳运行也起到了至关重要的作用。
2017年1月17日，南方能源监管*会同广东经信委、发改委正式印发《广东电力市场监管实施办法（试行）》，监管对象涵盖电力市场所有成员，明确售电公司要以半年为周期报送资产情况和运营情况，为最终形成完整的规则体系奠定了基础。
2017年6月7日，南方能源监管*与广东发改委联合建立广东电力市场反垄断联合执法工作机制，防患于未然，防范发电集团抱团垄断的风险。
2017年10月，南方能源监管*与广东经信委、广东发改委联合印发《广东电力市场售电公司履约保函管理办法（试行）》，加强交易结算监管，防范欠费风险，推动广东电力市场风险防范机制建设向前迈出重要一步。
2017年11月，广东2018年长协市场交易秩序较为混乱，南方能源监管*会同有关部门开展电力市场交易秩序监管现场检查，加强事中监管。
2018年2月，南方能源监管*印发《南方区域跨区跨省电力交易监管办法（试行）》，对省间电力交易开展监管和行政执法，营造了公平透明的市场环境。
7月5日，南方监管*发出《广东、广西、海南售电公司监管办法（试行）》，探索售电公司分类监管，注重监管行为、实施分级监管。
回顾上述系列监管举措，不难发现，南方能源监管*时刻观察电力市场，将不良现象的苗头扼杀在萌芽状态，并制定完善监管举措，有力保证了电力市场建设和运行持续向好。
百尺竿头更进一步。需要监管部门注意的是，与上一轮电改不同，本轮改革发电侧计划放开比重大，零售市场引入了售电公司与电力用户，现货市场价格波动风险极高。加之广东市场最大发电企业份额占比已超30%，具有对市场价格的影响力。一言以蔽之，广东电力现货市场运营风险不容小觑，监管压力大，必须提前预想。
有效的市场监管，是现代电力市场规范运营必不可少的基础条件。然而，身兼电力市场监管重任的南方能源监管*仍缺乏监管执法的有力抓手。“现行的电力市场监管法律法规主要是《电力监管条例》和《电力市场监管办法》，它们只是明确了监管内容，但没对具体违反监管要求的市场行为进行细化，实际行政执法难度大。”南方能源监管*相关负责人表示，实际执行中，对市场主体操纵市场等行为的处罚力度偏弱，威慑力不足。
与此同时，与传统的市场监管主要基于计划分电、计划调度这一运行模式下的监管不同，电力现货市场环境下，市场监管的难度将大幅增加。一位售电公司代表表达了他的担忧：如何保证电网为自己提供无歧视的输电服务？用户欠费谁负责追缴，谁承担损失？等等。
在电力现货市场中，市场运营机构对规则执行的落实情况将成为被监管的核心内容。例如，对交易机构开展市场注册、市场交易和市场结算情况的监管；对调度机构进行开机方式和调度执行交易结果情况的监管；对电网环节，加大对电网检修管理的监管力度等。可以预见，未来市场监管内涵以及深度、广度都将发生较大变化，南方能源监管*如何在人手少、任务重的情况下“勤炼内功”？
“一方面，组织召开电力现货市场背景下的市场监管研讨会，研究市场监管和市场风险防范的重难点，将事前事中监管融入到市场设计阶段，同时对事后监管的目标、内容和措施更加明确。”南方能源监管*相关负责人介绍，另一方面，开展课题研究，吸收国外成熟的监管经验和做法，结合国内实际，形成可以借鉴的成果。接下来，南方能源监管*还将结合电力现货规则内容，充分利用信用体系“黑名单”制度的重要抓手，组织修订电力市场监管规则，为市场监管提供操作性强的行政执法指引，通过加强市场监管能力建设保障电力市场的有效运转。
电力体制改革非一日之功。有长期研究国内外电力市场的专家表示，市场是波浪式前进的，现已达成共识的南方（以广东起步）电力现货市场规则可操作性强，在有限的空间内实现了效果的最大化，为后续电力现货市场的模拟运行做了很好的铺垫。
南方能源监管*相关负责人表示，接下来南方能源监管*将进一步统一思想认识，积极响应习近平总书记对广东提出的“四个走在全国前列”的明确目标，坚持将构建推动经济高质量发展体制机制在电力市场化改革中落到实处，拿出勇于担当的干劲和激情，“一手抓市场建设，一手抓市场监管”，双轮驱动解决存在的问题，推进南方（以广东起步）电力现货市场试点工作，争取2018年底前具备模拟运行条件，为建立中国特色社会主义电力市场机制探索出一条适合广东省情、南方区域实际情况的路子，为我国电力现货市场的未来走向提供可复制的经验，总结可借鉴的教训，为深化电力体制市场化改革添砖加瓦。
审核：齐正平
编辑：李丹丹