电力现货市场量化交易方案 第1篇
分阶段推进电力现货市场建设工作。2021年进一步深入研究我省电力市场总体方案和实施路径，统筹完善电力市场建设相关规则，逐步推动多类电源和电力用户进入现货市场，逐步将电力调峰市场纳入电力现货市场。
电力用户进入现货市场前，保持现有中长期交易模式正常运行。同时，开展用户侧分时电量采集系统建设，逐步推动具备条件的电力用户、售电公司有序进入电力现货市场。
电力用户进入现货市场后，中长期交易形成的分时段电量和价格事项另行研究。
电力现货市场量化交易方案 第2篇
市场运行顺利、价格数据表现“合理”
中短期内，最大的价格驱动力为：
为期 6小时至3天的中短期风力变化
季节性总负荷（消耗负荷）变化
负荷电价曲线每天的增量变化，尤其是供暖季节开始会出现大幅移动（出现热电联产电厂机组）
正午时段总负荷降低导致的电价降低，以及光伏输出稳定，以致于光伏发电高峰波动对电价影响并不大。
早高峰（约7点）及晚高峰（越18点）通常触及负荷电价曲线的“陡坡”区，因而剩余负荷的小幅变化也会导致电价的大幅飙升（尤其是实时电价）。
电力现货市场量化交易方案 第3篇
计划执行日的前一日，市场参与者根据日前发布的市场信息和运行参数等提交未来一天各时段的买卖申报信息，申报结束后将产生运行日的资源组合状态和日前交易量价。 现阶段，卖方在交易出清时段可最多申报五段报价（1≤申报区间数≤5），要求各区间报量出力区间收尾相接，且出力起终点分别是机组最小出力（MW）和最大出力（MW），另外，各出力报价曲线须随出力增加满足单调递增。买房需要以小时（或15分钟）报量，无需报价，日前市场根据负荷预测出清。随着市场的成熟与发展，买房也有希望通过报量和报价作为约束影响出清结果。
日间交易的报价通常是在交易日的前一天、日前交易结束之后，开始。日间交易最重要的作用是，当临近交易日，买卖双方都能对实际的发用电计划做出更为准确的预测（如光伏和风能发电商对光照及风速的预测会随时间的接近而显著提高发电量预测的正确性），因而可以根据改善的预测再进行报价、调整交易策略。 日间交易采用的是连续报价的模式，由交易所在系统里不断地自动匹配买卖合同而实现（类似股市的实时报价交易系统）。 当然，在日交交易截止的时候，电力市场中仍然可能存在供求不平衡的情况，这部分电量则会在辅助服务市场（Balancing Market or Reserve Market）出清。
在日间交易之后，电力市场的实时平衡都会在辅助服务市场实现。辅助服务市场以实现每个BRP的平衡为目的，具体操作则由TSOs来实现。简要理解为，如果某个BRP面临实时电力短缺，则（负责该交易区的）TSO在市场中采购短缺的电力，通过这些“额外”电量的上网以保证电网的实时平衡——称为正调频；如果面临的是电力过剩，则TSO则要求网内的某个/些发电商停机以通过减少供电量来实现平衡——称为负调频。这两个例子考虑的是从发电侧实现平衡，既然是“供”-“求”平衡，当然也可以换个角度从用电侧考虑：如果电力短缺，可以通过要求（大）用电户减少当时的电力消费实现供需平衡，而电力过剩则可通过用电户提升当时的电力消费量来解决。
电力现货市场量化交易方案 第4篇
数据库分区是将一个大型的数据表分成多个小型子表的技术，每个子表称为一个分区，每个分区可以独立地进行管理和维护。在电力行情数据存储中，对于策略研究人员来说，分区技术能缩减数据的范围，提高查询性能。此外，分区还能提高系统的并发能力与可用性等。
那么，如何对电力行情数据进行分区呢？分区的主要目的之一是提高数据库在海量数据场景下的查询性能，只有了解行情数据的使用场景和方式，才能给出合理的分区方案。一般来说，进行数据分析与因子挖掘时，通常根据申报日期、标的日期、标的时段、交易类型等条件筛选数据。
因此，分区方案如下：从申报日和标的日两个维度来进行分区，竞价日选择按天进行值分区；标的日也选择按天进行值分区。
电力现货市场量化交易方案 第5篇
电力交易中心交易平台中，连续运营交易多档行情数据界面如下图所示：
上图中包含了申报日、标的日和市场行情等信息。正常情况下，交易申报日（T日）为周一至周三时，连续运营日滚动交易标的为 T+3日至 T+5日每日24个时段的电量；交易申报日（T日）为周四至周五时，连续运营日滚动交易标的为 T+3日至T+6日每日24个时段的电量。上图中，申报日为3月5日，标的日为3月8日、3月9日，3月10日。数据中没有申报日、标的日、交易类型等字段。因此在入库时，需要进行清洗，将这些字段补全。此外，还需要将买卖三档的量价数据组织成 ArrayVector 形式。
导入脚本详见附录。在脚本中，定义了 importData 函数。importData 接收一个字符串参数 agrs，用于指定导入行情数据文件的存放路径。importData 函数将行情数据csv文件导入成 DolphinDB 内存表，经过一系列的数据清洗，最终转换成标准的行情数据，并落库存储。其实现步骤如下：
行情数据导入后，在 DolphinDB 中查看数据如下图所示：
行情数据导入后，基于行情数据，可以计算一些简单的因子，如买方最高价/最低价，卖方最高价/最低价，买方市场总量，卖方市场总量等因子。如下图所示：
电力现货市场量化交易方案 第6篇
在了解量化交易的概念及部分应用场景后，我们最关心的自然是量化交易的理念是否能够被用于我国的电力现货市场，特别是那些高频次、多窗口的交易品种。
我们还是以山西市场目前的连续多日滚动窗口为例，由于该交易窗口属于中长期交易，因此在计算损益时使用中长期交易的收益公式，每笔交易的交易量乘以交易价格与日前价格的价差，即为该笔交易的损益。
我们首先要明确的是，日滚动窗口已是距离日前出清最近的交易窗口，如非节假日，每个标的日仅存在D-5到D-2的2~3个交易窗口，即尽管对于每个交易日有24个时段，但对于单个时段来说，其仅有离标的日很近的2~3个交易窗口。同时，由于规则的限制，在每个交易窗口仅能做单个方向的操作，买入成交后便不能卖出，卖出成交后便不能买入。如果观察单个交易窗口的流动性，会发现流动性也比较有限，盘口的价差始终存在，在一些价差较大的时段可以达到50元/MWh甚至更多。
根据以上的描述我们会发现，山西的日滚动交易似乎还不具备进行大规模量化交易的假设条件，由于其本质上属于一种中长期交易，损益来自于跟日前出清价格的价差，因此交易主体没有必要在日滚动窗口中进行高频次的交易，来进行窗口间或窗口内的套利，市场的流动性自然不够充足。实际上，对于其他省份的各类类似于日滚动的中长期交易，其也存在相似的问题，既然有了现货价格作为锚定，且现货的出清价格并不受中长期交易价格的影响，那么中长期过于频繁的交易看起来似乎多此一举。
因此，量化交易想要在国内的电力市场中大放异彩，还需要更加成熟的市场建设。一方面，中长期交易可以适当减少交易限制，以增加市场主体的交易积极性，增加市场流动性。另一方面，可以逐步建立日内的连续超短期交易市场，以充分利用量化交易快速、高频的交易优势。
电力现货市场量化交易方案 第7篇
目前，量化交易在股票、期货、衍生品等各种流动性较高的金融资产交易中都有广泛地应用。以股票市场为例，一个量化交易策略的数理理论基础以及策略内在逻辑可能是多种多样的，但在策略输出上却是高度统一的，几乎无外乎选股与择时两项，即选择什么股票进行交易，以及在什么时间买入和卖出，这本质上是由股票市场的特征决定的。而对于期货、期权及其他各类衍生品等较为复杂的金融资产，量化策略则可能涉及各种合约的具体设计等复杂的输出。
总的来说，量化交易应用广泛，美国及欧洲的电力交易机构也已将其充分应用在各种电力交易品种中，尤其是短期高频的日内交易。而我国的电力市场目前仍处在大力建设的时期，政策规则和一些基础设施建设还不完善，主流的交易方式依然是人工交易，离量化交易还有一定的距离。
电力现货市场量化交易方案 第8篇
量化交易技术是一种运用数学模型和计算机算法来分析市场数据，实现交易策略自动化执行的先进交易方法。
电力交易中引入量化交易技术，能够提高交易效率、减少人为错误、快速响应市场变化、发现和利用套利机会以及执行复杂的交易策略。一套完整的量化交易大体上包含行情数据接入、数据清洗、数据存储、因子挖掘、因子相关性分析、策略回测、实盘和绩效归因等流程。
在量化交易中，行情数据是基石。电力行情包含了申报日期、标的日期、标的时段、最新价、成交量、成交均价、未成交量、未成交均价、买卖三档量价等丰富的数据，蕴藏了价格波动、市场走势和交易信号等信息。基于电力行情数据，交易员和策略研究员可以构建电力交易的量化因子，通过量化因子进行收益率预测、风险管理、投资组合构建、策略开发和市场分析等。
电力现货市场量化交易方案 第9篇
（一）年度挂牌交易、春节短周期交易
年度挂牌交易由符合条件的热电、水电、风电等发电机组和有关电力用户、售电公司参与，在购售两侧将成交电量均分到1至12月。年度挂牌交易计划于2021年1月中旬前完成。
继续实施春节短周期交易。春节短周期交易计划于2021年1月中旬实施，相关事项另行明确。
（二）年度双边协商交易
年度双边协商交易由符合条件的核电、火电机组和有关电力用户、售电公司参与，各市场主体应按照自主协商、平台登记的方式完成交易。年度双边交易平台登记计划于2021年1月底前完成。
（三）月度和月内交易
2021年2月起，每月按照有关规定开展次月计划调整、次月合同转让和集中竞价交易。鉴于年度双边交易于1月份开展，不再组织2月的分月计划调整、2月合同电量转让及1月、2月的集中竞价交易。各市场主体应做好年度双边交易电量的月度分解。
适时开展月内交易，拟在每月同步开展月内滚动撮合交易和发用电两侧的合同电量转让交易，具体事项另行明确。
电力现货市场量化交易方案 第10篇
管理电价及电量风险（电力与相应煤炭价差、考虑二氧化碳影响的电力煤炭价差）需要深入了解中长期分时电价远期曲线（HPFC）以及对冲市场
中短期现货预测及分时电价远期曲线（HPFC）有助于发电厂规划其运营和燃料管理。
换季期电价本来已经很低，省外来电的计划对盈利尤为关键。
了解流动性中短期对冲市场对防止早晚高峰导致的价格飙升尤为重要
供应合同应根据准确的分时电价远期曲线进行定价，以确保价格模型准确反映在报价上。
需要长期对冲市场，以确保从供应合同盈利以及财务稳定性
强大的每日电价模型最大化地将运营灵活度变现，将生产转移到低价时段。
当生产过程需要提前计划开机关机时，了解并运用准确的现货价格预测，将灵活度变现显得尤为关键。
需要关注中长期分时电价远期曲线及对冲市场，计算并预测未来生产成本，以便对未来客户交货合同进行准确定价
了解基于可信HPFC定价的长期购电协议，有助于制定长期投资决策
了解短期对冲市场及准确的现货价格预测（包括准确的自有负荷预测）有助于对冲剧烈的生产波动，处于“市场领先地位”。
市场足够“稳定”，能保证足够的可预测性与安全性；因而可以提供足够的价格变化和波动区间，以保证交易活动盈利。
拥有丰富专业知识和经验的公司有很好的机会向山东省小型企业和非成熟市场参与者提供购电协议、长期供应合同以及其他服务。
电力现货市场量化交易方案 第11篇
（一）电力用户
全省电网覆盖范围内（包括直供区和趸售区），符合产业和环保政策的以下企业：
1.电压等级10kV及以上的工业用户；
2.电压等级10kV及以上、年用电量200万千瓦时及以上的商业用户；
3.已完成增量配电改革业务的试点园区和购售电业务改革试点园区内，电压等级10kV及以上的工商业企业；
4.高速铁路牵引用电企业，高速公路等非工业的重要用户；
5.运营机柜超过150台的超算中心或数据中心企业；
6.由供电企业单独计量的5G基站用户；
7.实施电能替代、具有示范作用的电力用户；
（二）发电企业
符合国家建设项目审批条件并已投入商转运行的发电企业：
1.单机容量30万千瓦及以上统调常规燃煤发电机组；2.核电机组（暂不包括华龙一号机组）；3.统调热电联产机组；4.统调直调水电机组；5.省调统调风电机组。
（三）售电公司
已注册的售电公司可以代理用户开展市场交易。
售电公司应按规定办理与代理用户的绑定关系，绑定时间原则上不低于一年，自然年期间新增的绑定关系，绑定时间应截至次年年底。
售电公司应按规定提交履约保函，规避市场违约风险。
（四）其他类别
规模达到100MWh级的储能电站。
电力现货市场量化交易方案 第12篇
量化交易，一般指证券投资中的一种交易方式，指的是基于定量的数学模型，通过计算机技术，分析大量历史数据后制定出计算机可以自动执行的交易策略程序，最后通过计算机完成交易执行的交易方式。量化交易普遍被认为可以防止交易中人为的主观因素带来的交易损失，同时节省很多人力成本。由于其使用计算机技术自动识别市场上的交易机会并执行交易，因此通常来说其对市场的反应比人更加灵敏，能够比人更快速地捕捉市场上的机会。
当然，想要在市场中较好地实现量化交易策略，也离不开对市场、对交易系统等的一些假设。一般认为，无论交易标的是什么，想要较好地实现量化交易策略，离不开如下的假设：
市场有效性假设：许多量化交易策略都基于市场有效性假设，即市场价格反映了全部可得信息，不存在可以预测市场价格变动的方法。因此，量化交易者必须相信市场价格会迅速反映出新信息，并且不能长期保持明显的非理性波动。这实际上表明，并不存在长期稳定的套利机会，量化策略必须迅速识别市场上出现的套利机会并执行交易，并不断寻找新的机会。
数据质量和可靠性：量化交易依赖于大量的市场数据来进行分析和决策。因此，策略的成功实施需要可靠且高质量的数据源。这包括实时数据、历史数据以及与交易策略相关的其他数据。这实际上对量化交易系统的构建提出了要求，只有强大的数据库支撑才能够支持策略的有效实施。
流动性和执行假设：一些量化交易策略可能对市场流动性要求较高，因为它们需要在短时间内进行大量交易，即无论资产当前的价格是多少，市场上需要存在足够的对手方以确保交易能够顺利执行。如果市场上的流动性匮乏，很多需要高频交易的交易策略。
交易成本和滑点：交易成本包括交易佣金、交易税、买卖价差等，而滑点是指市场价格在交易执行时出现的偏移。量化交易者需要考虑这些交易成本和滑点对策略盈利能力的影响，并将其纳入策略设计和优化过程中。过高的交易成本可能会在高频、大量的交易中被放大，成为限制量化策略的一个重要因素。
还有一些假设随交易标的的不同而有所变化，包括政策假设、市场心理假设等等。在构建一个量化策略之前，交易者需要对这些假设条件进行详尽的评估和分析，以确保策略在执行中是可行的和稳健的。
电力现货市场量化交易方案 第13篇
（八）做好现货与中长期交易衔接。更好发挥中长期交易在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，优化中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提高交易频次，完善交易品种，推动中长期与现货交易更好统筹衔接。考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。开展现货交易地区，中长期交易需连续运营，并实现执行日前七日（D－7日）至执行日前两日（D－2日）连续不间断交易。绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。
（九）加强现货交易与辅助服务衔接。加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接。现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个、疏导一个”原则确定疏导时机及方式，具体由国家发展改革委会同国家能源局另行确定。做好省间、省内现货市场与区域辅助服务市场的衔接融合，提升电力资源优化配置效率。
（十）完善电力市场价格体系。现货试点地区要加强中长期、辅助服务与现货、省间与省内市场在价格形成机制方面的协同衔接。各地现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本。严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。推动批发市场分时电价信号通过零售合同等方式向终端用户传导，引导用户优化用电行为。
（十一）探索建立容量补偿机制。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。
电力现货市场量化交易方案 第14篇
本文是电力交易市场主体信息化的开篇之作。后续，我们计划逐步发布一系列深入文章和教程，涵盖如何基于 DolphinDB 挖掘电力交易因子、进行因子管理、因子相关性分析，以及如何基于 DolphinDB 进行电力交易策略开发和回测等。随着电力交易市场信息化进程的持续推进和市场法规的逐步完善，我们还将探讨如何利用 DolphinDB 接入实时市场数据，以提高整个交易流程的效率和流畅性，实现市场主体信息化的全面贯通，从而打通信息化建设的“最后一公里”。
附录：数据清洗导入脚本
电力现货市场量化交易方案 第15篇
量化交易模型在电力现货市场的应用，为市场参与者提供了一种科学决策的工具。通过预测日前和实时市场的价格，以及分析客户典型电量曲线，量化交易模型可以帮助发电企业和售电公司优化合约曲线，实现合约套利，并量化套餐定价。这种基于数据和算法的交易方式，正在逐渐改变电力现货市场的运作方式。
电力现货市场是一个复杂的系统，它涉及到电力系统的实时运行、经济学原理的应用以及量化交易模型的实践。对于市场参与者而言，深入理解这些机制并制定相应的交易策略，是在这个市场中取得成功的关键。随着电力市场的不断发展和技术的进步，我们有理由相信，电力现货市场将变得更加高效和透明。作为电力交易员，我们需要不断学习和适应市场的变化，以确保在激烈的市场竞争中保持领先地位。
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电力现货市场量化交易方案 第16篇
电力交易市场的行情数据是一种带时间戳的结构化数据，从划分上来说，行情数据属于时序数据。引入数据库是行情数据管理信息化最优的解决方案。
DolphinDB 作为一款基于高性能时序数据库，支持复杂分析与流处理的实时计算平台，集成了功能强大的编程语言和高吞吐率的流数据分析系统，为海量结构化数据的快速存储、检索、分析及计算提供一站式解决方案。
上述电力交易行情数据在数据清洗与存储时面对的问题，可由 DolphinDB 在存储、分析和计算上支持的以下特性，以及基于这些特性的组合使用得以解决：
电力现货市场量化交易方案 第17篇
（五）加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。
（六）不断扩大用户侧主体参与市场范围。现货市场运行的地方，电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，通过场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价等方式、作为价格接受者参与现货市场出清结算。加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究。
（七）鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源＋储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。持续完善新型主体调度运行机制，充分发挥其调节能力，更好地适应新型电力系统需求。
电力现货市场量化交易方案 第18篇
所有市场参与者应实现更好的信息及数据透明化对比欧洲成功的REMIT监管，要求发布负荷数据、发电机组和计划性关机、电网信息、以及一系列其他数据。数据可通过ENTSO-E平台获取
提供准确的短期价格预测，尤其是给小型参与者
建立监管良好的金融对冲市场，供市场参与者对冲风险，并作为中长期HPFC对供应合同和购电协议定价的基础，并用于评估长期投资决策
电力现货市场量化交易方案 第19篇
（十二）加强市场建设运营基础保障。省间、省内现货市场连续运行地区要优化调度、交易机构组织机构设置，加强组织人员基础保障，进一步明确现货市场运营岗位职责划分，运营岗位编制和人员到岗率应达到合理比例，实施专职专用。健全市场运营保密管理制度，设立现货市场独立运营场所。完善市场运营管理机制，形成相关管理办法，依规开展交易组织工作。强化市场运营能力建设，探索建立市场运营人员上岗考核制度，促进运营机构从业人员提升技术能力；加强市场运营系统保障能力，完善系统功能，提升自动化管理水平，并建立容灾备份系统。
（十三）规范开展信息披露工作。确保披露内容全面、准确、及时，为经营主体参与交易提供基础保障。提高电力现货市场信息披露服务水平，增加手机客户端等发布渠道，为经营主体信息获取提供便利。
（十四）加强电力现货市场风险防控能力。电力现货市场运营机构要做好现货市场运行情况的记录、分析、总结等工作，加强市场运行监测，有效防范市场运营风险，维护市场交易的公平、公正。构建市场运营评价体系，科学合理设置市场评价指标，提升市场运行综合评估能力，为市场建设督导、考核等工作提供量化支撑。
（十五）充分发挥市场管理委员会作用。充分发挥市场管理委员会在现货市场建设运营中的推动和支撑作用，各地第一责任单位、国家能源局派出监管机构结合实际需要，建立常态化市场规则修订机制，协调电力市场相关事项，推动经营主体深度参与市场建设全过程，充分体现各方主体意愿。
电力现货市场量化交易方案 第20篇
（一）推动现货市场转正式运行。各省／区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告。在满足各项条件的基础上，报国家发展改革委、国家能源局备案。
（二）有序扩大现货市场建设范围。福建尽快完善市场方案设计，2023年底前开展长周期结算试运行。浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。
（三）加快区域电力市场建设。南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行。2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。
（四）持续优化省间交易机制。省间电力现货市场继续开展连续结算试运行，2023年底前具备连续开市能力。推动跨省跨区电力中长期交易频次逐步提高，加强与省间现货协调衔接，探索逐日开市、滚动交易的市场模式。
电力现货市场量化交易方案 第21篇
推进电力现货市场建设是贯彻党的_精神，落实新发展理念，促进能源高质量发展的重要举措。经过几年探索，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著。为加快全国统一电力市场体系建设，推动电力资源在更大范围共享互济和优化配置，在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，进一步激发各环节经营主体活力，助力规划建设新型能源体系，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。
电力现货市场量化交易方案 第22篇
双边协商交易双方在交易申报和交易合同中除应约定交易总电量、分月电量及交易价格外，还须按分月电量每日均分、每日分24个时段、每日交易曲线相同的原则约定分时段的电量和价格。分时段约定的电量总和及加权平均价格应与约定的总电量和交易价格相等。
集中交易和月内滚动撮合交易等其他交易的月度成交电量均分至24个时段。
发用电两侧各类交易暂维持现有按交易总量、均价进行交易执行、结算和考核的方式；为培养市场主体的曲线交易意识，对市场主体的负荷曲线开展模拟测算和事后评价。
电力现货市场量化交易方案 第23篇
（一）发电企业
1.省调统调水电：全年市场电量25亿千瓦时。
2.省调统调风电：全年市场电量25亿千瓦时，其中陆上风电20亿千瓦时、海上风电5亿千瓦时。
3.热电联产机组：全年市场电量85亿千瓦时。
4.核电机组：全年市场电量275亿千瓦时，可根据全省电力电量平衡情况调整。
5.常规燃煤机组：全年市场电量790亿千瓦时，可根据全省电力电量平衡和其他市场电量需求等进行调整。
（二）电力用户及售电公司
市场用户（含售电公司）全电量开展交易。
符合准入条件自愿进入市场的用户，2020年度购电量（以2019年12月至2020年11月购电量为准，下同）在1000万千瓦时及以上的大用户（含试点园区），可自主选择在批发市场与发电企业直接交易或在零售市场向售电公司购电；2020年度购电量1000万千瓦时以下的用户，不参与批发市场，只进入零售市场向售电公司购电。选择向售电公司购电的电力用户只可选择一家售电公司购电，避免因与多家售电公司签订合同而导致不必要的法律纠纷。
2020年新投产企业年度购电量按照2021年预计用电量计算，具体为投产后实际最大月用电量×12。
电力现货市场量化交易方案 第24篇
（一）按照国家发改委有关中长期交易合同应全量签、长期签、分时段签、四方签、规范签和电子签的工作要求，2021年中长期合同签约电量应达到上年度或前三年用电水平的90-95%，且合同中应约定分时段电力、电量、电价，鼓励签订1年以上长期合同；引入第四方机构见证签约。
（二）所有市场用户长协交易电量上限为其2020年度购电量的70%。售电公司长协交易电量上限为其代理用户2020年度购电量的70%，且全年交易电量总额不超过全年交易电量计划规模（1200亿千瓦时）的15%。月度交易电量限额按照有关规定执行。
（三）常规燃煤机组长协交易电量按照长协电量规模的倍限额，月度交易电量按可发电量扣减已成交电量进行限额；其他类型发电企业按照交易电量规模等比例安排。水电、风电应按照市场电量规模足额开展交易，未达到计划规模的电量另行研究处理。
（四）风电、水电按照月结年清方式结算，对其市场交易偏差电量不进行考核，并采取调整基数电量的方式进行结算；对核电、常规火电因自身非计划停运导致的负偏差电量按有关规定进行考核。
（五）发电企业、售电公司或批发市场电力用户、电网企业之间的交易合同签订采用电子合同方式，由“市场主体通过交易平台确认交易承诺书和合同示范文本+交易公告+交易结果”等三要素构成，不再签署书面合同文本或交易结果确认单。
（六）各市场主体应按国家要求和我省可再生能源电力消纳保障实施方案有关规定，承担可再生能源电力消纳责任。
（七）市场主体自愿申请退出、违规情节较轻被退出市场和负面清单退出市场的，一年内不得参与电力市场交易；被列入黑名单、强制退市的，三年内不得参与电力市场交易。
（八）建立市场协调机制，快速协调处理市场运行中出现的问题。当出现违反有关规则、扰乱市场秩序等情况，影响交易正常开展时，将视情况暂停、调整或中止交易。
（九）符合准入条件并选择参与市场交易的电力用户不得随意退出市场。退出市场化交易电力用户的供电价格在缴纳输配电价的基础上，按我省交易规则有关规定执行。
福建省工业和信息化厅 福建省发展和改革委员会
国家能源局福建监管办公室
2020年12月31日