2023年
粗浅记录，以备未来回顾。
本文内很多处恕难写得直白。
1月：月内转出踩踏
市场供需
批发侧市场行情：基本一边倒，合约量远大于用电量。
市场上大多认为的主要原因是：疫情政策优化、元旦与春节接近有的企业连着放假、春节停工早开工晚造成的。
但其实上述原因可能并不是主要原因，复盘分析后发现甚至有的原因不成立，稍微有些反直觉。
一月电量大家普遍预测高了，难预测的点在于今年春节前后假期都落在了一月，跟往年都不一样，如果按用户往年历史月电量来推测，属于完全是要拍脑袋。
另外，12月27日晚年度绑定关闸，1月2日左右就要给电源报年度电量，时间紧迫很难收集到足够的预测输入信息。
虽然我很讨厌事后诸葛亮（我认为是一种pua），但从事后角度看，一月份能赚到（大）钱的售电公司会是买量不足的公司，等着转让时候接国营的低价电就好了。或者有能力的，按着用去去年同期农农日电量来做电量预测就应该大差不差。
批发侧电价
说到电价，2023年电源给的年度价格是很苛刻的。
去年底前流传2023年可能将批发侧改为单一价格交易模式，但最终正式规则发布，还是延续了22年分时段交易价格的模式，这个模式对谁最有利？显而易见，是电源企业（原因自己想）。想必政府部门在制定规则时候，也更青睐（信任）电源企业。
省内的主要电源企业给出的批发侧价格大致分了四挡：电源售电公司档、国营售电公司档、批发用户档、民营售电公司档。主要靠调节谷电占比来调节分时各时段电价。
不过哪怕是在这种情况下，就算拿到第一档的价格，电源和国营的售电公司的盈利空间也是非常小的，属于是为了市场壮士断腕了。
对于一口价，今年月度集中竞价市场外来电投放按年度交易均价投放，与价格上限仅差了0.6厘，而不是去年的政府间协议价488投放，竞价市场地板价和天花板价格完全拉不开，完全打碎了年内想通过月竞拿488一口价来赚差价的想法。
2022年批发侧成交均价异常之低，而2023年每月披露的均价都接近第一档价格，说低也低，说高也算高。
市场盈亏
差不多一半的售电公司1月亏损，市场上主要是欠用偏差考核。几百万、上千万的偏差考核电量非常普遍。可以说，还好偏差考核只有两档。不好售电公司向能源局打了免除欠用偏差考核费申请。
2023年的批发侧定价方式，对于民营售电公司的生存空间确实非常小了，但很多民营老板也很有想法和能力，还是能按政府顶格零售限价签到用户，盈利能力比国营的强很多，因为国营的零售定价偏低。
某民营售电公司据传1月度电利润挣到了2分。
本来根据批发零售两侧定价方式，1、7、8、12月将是售电公司赚钱的大月，但1月这个行情，可以说会严重影响全年盈利预期，有人说这样一进一出相当于损失2-6月的收入我也相信。
2月：临时加开交易
市场供需
合约电量＜用户用电量。
这是可以理解的，1、2月比较特殊，如果大家1月都预测多了，那2月一定会普遍预测少。
这个月起，市场上结构性缺高峰合约的现象开始渐露头角。
偏差考核
说说浙江的偏差考核，±5%的免考核区间相比于江苏3%的区间看起来是宽容很多了，但其实，尖峰、高峰、低谷、一口价分别考核相当于是有4个时段要考核，再加上批发侧购电往往有着打捆比例的限制，不见得比总电量考核做起来容易。
临时加开月内转让双边交易
2月月内交易时序：月内转让双边→月内转挂牌→月内增量挂牌→月内转让双边2
这个月很缺合约，月内转让挂牌场里挂出来的电量基本秒没。
月内增量挂牌场里发电厂也很破天荒“慷慨”地挂出了2亿多的分时电量，并且一开盘秒成交，想必是电厂和某些售电公司企图在挂牌场中完成“定向”成交。
更有趣的来了，2月最后一天28日上午，发布了当天下午临时加开的月内第二场转让双边交易，能疏通能源局的能量真的很大，是谁大家心里都有点数：）
绿电
再说说绿电，因为绿电折算成分时电价对用户不划算，月竞、双边拿的电量给498.36的零售一口价用户对售电公司也不划算，所以售电公司们都开始想方设法地去拿绿电来挤火电一口价电量。
讲道理绿电应该比火电要贵的，但大概是浙江一口价火电被人抬的太高了，绿电都很难高过火电一头。
省间绿电是便宜，但是省间绿电受政府间协议、发电能力校核、通道校核、组织和出清时间难以适配火电交易决策，存在很大的不确定性，能操作的空间会小，但还是有一些。甚至存在临时叫停省间绿电的情形。
3月：结构性缺电问题展现
市场供需
月内总体来看是缺分时电量的，转让交易之前缺分时、一口价的售电公司很多；但是到转让时候，基本只缺高峰电了。
交易时需优化调整
3月起，月内交易时序发生了重大的变化：
- 月内增量挂牌交易挪到了月内转让交易之前
- 用户侧月内转让双边交易从2个小时拉长到了3天
这带来了至少2个影响：
- 如果售电公司合约电量多，那也得在增量交易前跟意向交易对手约好，不然大家在增量场里买齐了，市场还能接的转让合约量就少了
- 有的售电公司希望多看几天电量看得更准，再确定转让量，但这样可能会损失潜在交易对手（理性人厌恶不确定性）
结构性缺电（高峰）
月内增量挂牌场里，电源又很慷慨的为市场投放了近9亿分时电量。相比于一口价，电厂其实不愿意投放分时，因为要考虑到综合均价因素。这次为了投放更多的分时满足市场需求，尖峰的价格都被打到第一档的价格了（经过了增量交易，转让双边交易期间市场的尖峰、低谷基本平衡了），而市场上还是有3亿的高峰需求嗷嗷待哺。
为什么今年市场这么缺高峰呢？一些拙见：
- 批发侧，让我们看看拿电的路子：
- 年度/月度双边：电源基本上是按某个比例打捆出售分时电量的，2-6月的尖峰合约电量：低谷合约电量≈1.11:2，比尖峰时段时长：高峰时段时长（=1:2）要高，导致市场要么多尖峰合约，要么缺谷电合约，或者两者兼具；
- 集中竞价交易：尖峰、高峰电量拆分是按照大工业用电尖峰、高峰的时长比拆的，但可别忘了市场上还有一般工商业用电用户，他们的尖峰、高峰时段时长比例是1:5！单个一般工商业用户峰电用电量大于50%是十分常见的情形；
- 挂牌交易：电厂顾虑综合均价，不可能单独多投放某个时段的电量；
- 皖电：规则相比去年也不一样了。
- 零售侧：
- 分时电价本身就是为了通过价格信号来引导用户削峰用电，这必然让实际尖峰、高峰用电量的比例偏离了两者时长的比例。
- 两侧综合的结果，就是市场的合约电量和执行电量之间出现了结构性的偏离
售电公司承受尖峰欠用、高峰超用的双重偏差考核可不好受，售电公司又做错了什么呢？电量执行起来的偏差真的给电网带来了实质意义的损失了么？
目前的规则下，用户电量结构好的话，会让批发侧交易做起来轻松很多。
聊天
这个月有幸跟几家民营售电公司老板聊天学习，他们大多在外省都有开展业务，一些感受：
- 各省都有各省不同的状况；
- 民营老板们真的有能力签到高价零售合同的，赚的不会比国营少。
4月：复刻1月+3月
市场供需
- 复刻1月：多尖峰、低谷的售电公司可多了，哪怕是最低价的售电公司，也想扔出成百万上千万的尖峰电，然而市场是在接不下。
- 复刻3月：高峰奇缺。
有趣的是，4月一口价合约量（20+亿）大约是3月的一半（40+亿），但市场没有出现一口价季度紧缺的情况。
这个月的月内挂牌增量场中，尖峰、低谷、一口价的需求很少，大概几十万的水平，高峰的需求近3000万。电源呢1度电都没放。
5月市场信息交流会
能源局在5月月度交易前一天组织了信息交流会，营销服务中心、交易中心、调度等部门在会上介绍了5月的供需，结论是总量是平衡的（那具体到单时段呢？）来稳定市场情绪，加强信息同步。这是很好的信息互通举措。
一季度市场信息披露
下旬时政府组织了一季度信息披露会以及政策文件的宣贯会，交易中心发布的一季度信息比去年四季度的翔实了很多。
售电公司一季度超用考核费2000+万元（估计主要是2月），欠用考核近6000万元（估计主要是1月），售电公司盈利公司数在50%~60%。而批发用户非常优秀，偏差考核费可以忽略不计，说明掌握生产计划对于电量预估非常有用。
现货交易交流会
参加了1场多个省份的现货交易交流会，感受是现货市场对谷电用户不友好，你说谷电用户是为电网平稳运行做贡献吧，但现货市场上谷电价格可不便宜，都是博弈和利益。
月底两天假期
原以为今年五一假期的前两天会像去年一样——电量打X折，但第一天假期电量看起来跟正常工作日接近。
4月30日这天的电量按往常下降了。
5月：结构问题继续
市场供需
市场多尖、缺峰、多谷，一口价基本平衡
月内增量挂牌市场中成交了不到500万分时，但还有4000万高峰买单挂着。
假期电量
5月1日是五一5天假期中电量最低的一天，各时段相较于去年五一假期，电量比去年五一同期还要稍低一些。
数字化售电系统讨论
想说一说关于数字化售电系统的拙见，不是那么成熟，请批评。
首先是定义，数字化的售电系统指的是面向售电公司的数字化平台，用于更便捷高效地支撑业务开展，提高决策和风控能力；而对于面向零售客户的终端，个人感觉并不是那么有必要，用户需要操作的事情大多随着零售平台的推出而转移到线上了（比如合同管理、电量报送等），再做零售端的话功能上存在部分重复，当然售电公司能给用户提供线上的用能增值服务的话也是可以讨论去做的，但应该不会围绕售电为主体，重点会是其他增值业务。
我个人还是比较喜欢在Excel上做核算的，优势是非常灵活，搭建、修改模型很快捷，而且人工处理的过程中也能发现很多微妙的变化，提高数字敏感性；目前电量预测、交易核算等事务都能较方便地应对。但也这种方式也存在一些局限性，比如说无法很细致地分析每个用户个体的情况，工作量会非常大。
数字化平台也自然有自己的优势和弊端，比如优势是数据统计、分析的能力强，能在大数据方面大展拳脚，缺点是新的需求得花时间去开发适配，很难立马实现想要的改动，比如自己领导有新的东西想看，以及市场规则发生了调整变化以至于原来那套又用不上了，这里修改起来还可能牵一发动全身。想做一套兼容各种细节、变数而且功能丰富的系统，个人认为需要投入很大的人力和时间成本，往往互联网人能做开发，但不懂实际业务，还会带来培养的成本、沉没成本。
系统应当具备哪些功能每个公司都有各自的具体需求，势必要客制化开发。具体哪些功能这里就不便展开了，大家都有自己的想法，请充分做好踩坑的准备。
在浙江目前的交易规则下，从交易员角度来说，我更倾向于用Excel来做各项核算，而把平台、脚本作为辅助工具，能快捷完成一些重复劳动的事情，或者完成单用户的分析工作，它可以为交易提供决策参考，但很难来直接决策交易，因为哪怕是某一场交易，千奇百怪的状况也非常多。
但从公司的角度来说，上面交易员的想法就显得很不成熟了，只要系统搭得好，那就不会犯错，它就应该能自动根据当前的状况做出完善的评估和合理的决策，所有的事情都以系统为主来办，人只是系统的“执行工具”。
输配电价调整
15日晚上朋友圈被发改委的新通知刷屏了：《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）、《国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕532号）。
浙江容（需）量电费大部分调高了，220kV调低了。输配电价是大幅度降低了，这对电力交易来说，会影响到零售套餐定价，电价受到377号文规定的比例要求，如果触发校核拆分，售电公司只亏不赚（用户只赚不亏）。单一制用户容易触发校验。
当然这也暴露了一个问题，如果政府调整了一些计算参数（如输配电价、政府性基金及附加），那么377号文规定的比例再套过去，可能就会出现零数定价被校核拆分的情况。
期待营服中心的小伙伴们的宣贯通知。
6月：新输配电价正式来了
市场供需
多尖缺峰，低谷118这档的有多。一口价紧张，可能是因为这个月梅雨，绿电发不足的原因导致。
随着天气热起来，很明显的，6月末、7月初几天的一口价电量爬升迅速，屡创新高，浙江的全网负荷今年也提早破亿。
月内双边交易
交易时序再次优化，新增2-14日的月内双边交易，结算顺序落在月度双边和增量挂牌之间。
月内用电量增长超过预期的话能多了一手弥补手段，但结构匹配问题还在。
输配电价调整
营服的老师终于给大家做培训了，有幸提前学习了培训稿，大部分是按规则来的，规则里没提到或者比较模糊的要点有：
- 市场化零售用户相比于电网代购用户多了一笔批发零售两侧不平衡电费，六月是0.0025元/千瓦时。
- 大工业20kV的6-9月分时浮动比例参照377号文中1-10kV的了。
- 线损参与校验，系统运行费用不参与校验。线损、系统运行费用、两侧不平衡电费都每月调整。
能源局发函通知6-7月不校验，给大家调整套餐的时间。
不过浙江这样的校验规则，确实会让事先确定的套餐可能因一些政策调整而受到影响，且调整难以预料不便预留风险应对措施。
对于电网代理用户收取天然气容量费这块，我还是存在疑问的。
7月：真正赚钱的月份来了！
赚钱的月
1、7、8、12是难得的各档售电公司都能赚（大）钱的月，只是1月因为众所周知的原因很多公司没赚到，而7月份情况就变好很多了。
很多民营售电公司一年的收入基本都指望这几个月了，哪怕其他月在亏损。
市场供需&大工业时段调整
7月份开始大工业用户时段长了，批发侧的打捆比例也变成接近1:1:2了。而一般工商业分时用户的时段市场仍然是1:5:6，这就让一般工商业分时用户多的售电公司面临了更严峻的境地——高峰电量没少多少、高峰合约却少了很多。
于是，市场更缺高峰了。7月月内缺高峰，多三/四档的低谷，一口价我估计下旬时候基本平衡，但月底来的台风让实际电量又下来了写，于是一口价电量稍有富余。
不过一口价在这个月做成微超用的状态是较好的，因为本月月度集中竞价是地板价，超用也比买月度双边划算。
在挂牌市场上甚至看到了有公司挂出一口价皖电年度序列，从价格和结算顺序角度并结合市场供需情况看，怎么看都铁定卖不出去。
二季度信息披露会
有幸线下参与了，会场上的大佬们也提出了很多非常有建设性的建议或意见，比如：
- 批发侧交易的时段结构性问题
- 第三轮输配电价政策引起的原套餐电价通不过校验被拆分，期望明年再实施
- 月内销户过户结算与绿电结算衔接问题
- 现货市场提前培训与通气
- ……
虽然能源局的领导的领导因临时要事缺席，但总体感觉这样的沟通讨论会非常有助于市场主体和运营、监管主体之间的沟通交流、信息披露。希望下次还能有幸参加！
8月：有瓜
月中换工作啦，还在售电圈子里，持续跟进电力市场，希望在新东家能精进很多~！
一些碎碎念
月初做结算，看到7月市场化用户的发用两侧偏差电费单价有点震惊到，分享的幅度能达到这么高。但也担心未来会不会出现分摊也这么厉害。
7月通气会时候说的发用市场是平衡的，但怎么还有人在月竞市场里多报很多呢，就以为需侧几千万度电的两，就让集中竞价出清到了天花板价，虽然天花板和地板价差距很小，但利差养一个有人也绰绰有余了。出清从地板价变回天花板价一方面影响了月内对超用的处理策略，另一方面也说明集中竞价市场只有2个价格的阶跃，不存在曲线交叉的情况的，至少目前不是。
ps. 8月的浙江交易平台太难用了，懂的都懂。
月内双边校核
今年月内双边交易序列开展以来首次出现安全校核的情况，月内分时交易校核了5.42亿（仅曹娥江通过了4580万）、一口价校核了1300万（全额）。理由是省内煤机本月发电负荷率低，换言之8月这样用电高峰的月，外来电反倒挤占了省内煤机的出力……看来是全社会用电量低于预期了，今年需求响应、有序用电都没动静。
公子哥请客，售电公司买单。月内大家要缺电（合约）了。
9月
9月与8月出现了类似的情况，月内双边大概率做不成。
而且关于10月的市场信息通气会不开了，缺少了市场供需、缺口或富裕的信息，加上10月月竞外来电投放量较前几个月缩水，给月竞报量带来了很大的不确定性。最终也如所料得顶格价、非全量出清。
9月下旬，交易平台依旧时常难登录呀。
9月的难点在于月末两天的假期，导致了月内交易时间提早，剩余的不确定性日数多，假期电量折减存在不确定。假期在月初不怕，怕在月末。
10月
市场供需
这个假期放得很充分（指都出去玩了电量少了很多），节末、节后电量回升缓慢，尤其是一口价，市场上一口价多了非常多，很多公司只能躺平。分时缺高峰，尖峰低谷有多。月末再看下市场转让挂牌情况。
10月也没开11月的通气会，外来电投放多了，加上大家上个月一口价都买多了，这次11月的集中竞价100%出清了。
明年的中长期规则、零售管理办法意见征求稿
终于出来了，主要的变化是改变了批发零售两侧的交易标的。对电厂、电厂的售电公司、名义上的公司、零售用户、绿电聚合商等各方的影响有利有弊，这里不多写了。期待一下正式稿和明年的工作方案看转让还是不是按原价。
另外作为全国现货试点省份的浙江，终于国家发文明确浙江要在明年6月前开启现货结算试运行了，还是比较期待的，今年年内时候盛传的年末开启现货又搁置了。
另外，明年的现货规则据传已在讨论修订。
其他
本月首次披露月内、月度绿电交易情况，获取的市场信息更多了，还可以反推省间绿电交易量价。
11月：等政策等政策等政策
偏差考核返还
一直没有说法偏差考核费存款在10月账单里体现出来了：
- 2022年售电公司偏差考核费按零售用户2022年结算电量分摊至零售用户，单价0.0002933532元/千瓦时。
- 2023年1-9月售电公司偏差考核费按售电公司1-9月结算电量返还至售电公司。
- 对统调燃煤、绿电发电企业进行2023年9月以前的发电侧偏差考核资金进行返还。其中，2022年及以前的偏差考核资金按发电侧结算电量（不含调试电量，绿电企业按绿电结算电量）占比进行返还，2023年1-9月的考核资金按1-9月结算电量（不含调试电量，绿电企业按绿电结算电量）占比进行返还。
很多政策发出来了 要多学习和分析
浙江现货规则征求意见稿、容量电价即将落地的1501号文、电e签更新\手机端零售平台\浙里办电力市场服务、市场成员自律公约征求意见稿……
12月：等政策等政策等政策
12月好像是年内头一次月竞顶格价100%出清。12月全市场的一口价成交量很高。
双十二
12月12月终于发布了2024年零售签约工作通知，这次留给电网代理转零售的时间窗口很紧很紧了。
和去年一样，在开放签约的前夕，通知方案、批零价格的风声才放出来，大家都很能憋。
随着容量电价在2024年提上落地日程，批零两侧价格都有所下调。本省市场竞争不激烈，想必有一些场外因素在努力。
市场供需
月中增量挂牌时候基本无人申购一口价，随后寒潮到来，电量飙涨，市场不少人都开始化缘一口价了。
分时段交易、考核的一年终于要过去了，希望大家都能顺利收官。