2024年
年度签约：少了些市场，多了些计划
规则、办法、方案和通知都发的较晚，给电网代理用户转入市的时间窗口很窄很窄。
简单聊聊一些新政策带来的影响
- 零售用户不续签不再转入兜底
- 这一条还是很勇的。电e签目前有的用户可能更新授权困难，不知道最终有没有用户受到影响，触发1.5倍电价机制。
- 对售电公司而言：好事情，相当于市场签约用户的大盘子是肯定大于存量盘子的。
- 批零两侧签约结算按照单一价格
- 对中低压零售用户而言：
- 好处：
- 电网代理、兜底、售电公司之间比价变得更容易了，只要对比签约电价就能算得大差不差。
- 一般工商业分时用户也可用放心入市了
- 对35kV及以上零售用户而言：
- 坏处：去年发售一体、国网系售电公司还能无损给高压用户低价（加权均价+谷电配比机制，这些低价是二三档售电公司完全无法承受的），而今年要想获得低价，那是真动了发电企业的蛋糕了，这也就以为这高压用户跟低压用户的价差很难拉开或拉开不大。
- 对售电公司而言：
- 好处：
- 给用户提供比价说明更容易了，甚至如果用户也懂一些市场知识的话，只要报一个签约价就好了，省得再去分时浮动折算算来算去
- 月内用户改类无影响了
- 春节期间有的用户会办理增容、暂停等业务，对分时电量和一口价电量都有具大的双向影响，目前交易中心披露的电量是无法知道用户实时的执行电价类别的，2024年也就没有这方面困扰了
- 偏差控制比2023年容易了，2023年因为一些打捆比例的因素，单独某时段容易出现认为不平衡，尖峰、高峰时段为甚，可能要承担一个时段负偏差、一个时段正偏差的严格考核。今年统一单一制后，尖峰平谷一口价就加总考核了，免考核区间还是±5%，偏差控制起来会容易一些。
- 前面说的高压用户的零售价难以拉开很多，以为这批发侧电价高的售电公司也能去竞争一下了
- 可以大胆签一般工商业分时用户了，会减少很多需要额外解释说明的事情
- 现货确定开始之前，可以暂时不用考虑用户的峰谷用电结构了
- 坏处：被发电侧进行物理持留的概率更大了。
- 对发电集团、发售一体售电公司而言：
- 坏处：给自己售电公司、国网系售电公司做双边时在电量和电价方面面临取舍，因为相当于要实打实分蛋糕出去了
- 对居间来说：
- 利润比去年薄了非常多。
- 对电网来说：
- 可以自由地去调整峰谷时段划分和浮动比例，容易衔接市场化售电
- 零售套餐封顶价格机制：在各种场内外因素下，基本零售套餐都不得不勾选这个选项。
- 对零售用户而言：很好的事情，零售结算价取签约价和封顶价的小值，稳赚不亏。
- 对三档价售电公司而言：可难受了，没有或者只有非常微薄（1厘）的利润，很难覆盖运营成本，不太可能加价还抢到客户
- 容量电价机制加入：中长期交易电价下降了不少
- 对绿电电源来说：
- 坏处：24年能交易到的溢价比23年也跟着少了很多
年度交易
年度双边交易基本按着中长期市场拟交易规模80%限制的。但是落到各家头上就被砍的参差不齐了。
年度挂牌交易0成交。
建议外来电还是以集中的方式投放，不然这中间内幕消息带来的影响太大了。（当然把集中竞价玩成双边市场主体也不是没干过）
一些状况
1月的零售合约迟迟没有完成校验，推测也因此影响了售电公司查询月内电量、2月套餐上架。
零售签约期间，突然某个晚上零售价格下调至0.4666。
不负责任推演
不负责任地推演一下，在没有场外因素的指导的情况下，发售一体可以这么玩：
- 年度交易中按价格从低到高来满足需求→做低市场均价→挤压民营公司的生存空间
- 市场均价低了→外来电投放价格也就低了→那就在月度交易时候做物理持留→把二三档的需求赶到月竞中→让月竞成交量价位于自己的边际机组→外来电也就不会按年度均价成交→不能让民营公司享受到一档主导的均价
- 其实容量电价出来后，并没有配套出台降低基准价或者交易价叠加容量电价不超过+20%的限制，那市场交易中仍按顶格价交易，再在容量里赚一次好像也不是不行。
1月：虽迟但到
绿电交易虽迟但到
月末几天，终于放出了新的绿电交易规则细则和交易安排；原本以为1月绿电交易跟年度交易一样就不发生了，最终还是开了，不过可交易小时数只有2天，但对于余量上网的机组来说够用了。
在四季度信息披露会上，各个单位的大佬也在向政府反应开展绿电交易。
浙江市场如果断档一个月绿电，相比也是很多人不愿意看到的，当然也有人不希望开交易。
绿电交易是否开展也对于市场供需存在多方面的影响
- 很多售电公司在购买一月中长期合约时候已经考虑预留部分电量给绿电了；
- 当下旬市场传出1月绿电可能不开展的消息时候，售电公司们开始着急购买火电，但全市场上电量合约肯定是缺乏的
- 有人扛不住先率先购入火电了，有人仍在赌绿电能开
- 绿电细则不出，零售绿电签约就无法开展，那些手上有省间绿电合约的售电公司就面临有电卖不出的窘境
规则放出时已邻近月底，给大家零售绿电签约的时间也很紧张。最终月内绿电交易的开展适当缓解了合约缺乏的情况。
绿电合约分解
绿电电源的合约分解也面临新的重大变化，正常情况下只能为机组结算整兆瓦时的电能量电量和环境价值电量，使得非常多的小机组的尾差电量无法参与市场结算。绿电聚合协议和结算策略需要迭代更近（头大）。
2月：春节老大难again
再一次地，售电公司们像去年一样普遍高估了春节月份的用户用电量（或者说用户大多停工早、开工晚）。市场上供大于求。今年规则允许场内降价转让了，于是有人开始砍价转让。
绿电市场同样面临难处，绿电难以销售出去：
- 余量上网的机组自发自用部分因放假少了，上网电量就多了
- 有绿电需求的零售用户因放假电量少了，能消纳的绿电量自然少了
- 市场上火电合约多了，绿电当火电用的空间更少了
一季度总是很蓝的。
国家职业标准发布
《电力交易员 国家职业标准 ( 2024 年版)》发布，能看出要学习的知识还有很多很多。
3月：控价
月竞价格开始往上走了，需求方的边际价格来到了466.01；但是月度双边价格被控在了450（且不是谁都买得到），民营公司面临月竞被物理持留的困境，预计将来月竞和月度双边价格将背道而驰。
让我们看看发电侧可能有怎样的想法：
- 如果月内超发（or合同持留了），超发部分按照同类机组最低价（450）结算
- 显然，发电厂超发时，卖或不卖给团体外的售电公司，发电自己都讨不到好处
- 既然如此，但凡卖给团体外的售电公司，就意味着售电公司的福利增加了，这应该不是电厂想看到的（比如可以解读为利益输送？）
- 所以这个角度上来看，月度惜售
- 如果月内欠发（or合同卖多了），欠发部分要承担月竞价格与剩余合约加权均价的偏差考核
- 月竞价格高、剩余合约价格低，考核单价将比以往月份更高
- 从这个角度来看，也宁可发生超发而不是欠发
- 综上，发电最优的选择就是不卖给团体外的售电公司，而是只卖给团体内的售电公司（避免自己的售电公司被超用考核）
挂牌450
月内增量挂牌场里仍然成交了1.2亿450价格的电量，做成了双边。
相较之下，山东的挂牌场次规则是挂牌方挂出后公示十分钟，十分钟摘牌方才能摘牌，就显得公平和体现场次设计意图。
市场供需
下旬缺电的多，但是到了转让期间，多电的反而更多了，月竞价格也好买到，转让挂牌场的成交不多（不到2000万），场中剩下的都是二三档价格，估计是想出掉一些吃月竞价格的超用。
新规则（征求意见）
下旬连发了两条通知，征求第六次现货试运行、现货细则、辅助服务等征求意见稿，4月要开展结算试运行了，其实很早就看到酝酿中的现货细则了，但看得出这次公开征求意见不超过1周时间也是比较仓促的，都没赶在4月月度交易前说明还是挣扎了很长时间。
4月：
月竞：高低价电源
与之前不同，4月的月竞的供方新增了高低价电源，价格与外来煤电一致。4月的月竞高低价电源+外来煤电供给总量达到了60亿千瓦时以上。
现货结算试运行
主要是发电侧在忙活。出清价格比较有意思，12点向下插针，19点向上插针。
切统推
规律的生活被切统推打破，平台问题频出，工作无法正常开展……
市场供需
大家表示很缺电，有人在加价卖电。静静听八卦。
5月：政府授权差价合约
现货结算试运行持续整月开展
4月29日一季度信息披露会上领导提示5月继续开展电源侧单边申报的现货结算试运行，所以5月不在组织月内增量交易。5月月度交易都结束了才通知了是不是太晚了。
现货试运行的日前、实时出清价，不像是一个市场化交易能出清出来的样子:)
月竞-延续价格上升态势
需求侧的边际出清价格已经上升到466.71了。需求侧还有10来亿没中标，感谢发电集团心善，要是发电侧报0.01MWh抬高了供给侧边际价格，大概能倒一片售电公司吧。
绿电工作细则调整
流传了很久的绿电交易工作细则修订终于公开征求意见了，很遗憾，我还是坚持认为修改的条款跟很多现行的文件存在根本性冲突。随便吧，毁灭吧。
分布式光伏投资商的收益率还算得回来么。
如果未来电网不再全量保障性收购，那么绿电市场规模推测将下降很多，原因是电源价格低不如卖绿证，售电侧绿电成本高不愿买。
6月：
6月月度转让双边交易校核结果里新出现了成交最高价、最低价。感觉成交结果信息披露方面向江苏学习前进了一步。
现货结算试运行继续开展。中下旬起，各小时出清电价都在-100~-200附近，发电侧在让利，现货试运行的发用两侧不平衡资金会返还或分摊给用户侧。（现货市场试运行在干嘛？初衷呢。）
市场供需
普遍性多电（多合约），存在降价转出的情况。
7月：
7月月度双边交易零成交，但7月的年度交易分月+月竞电量只有270亿，不及6月年度分月+月度的282亿，如果月内不开增量双边、挂牌交易的话预估是会缺合约的，静观后续。