电力交易员中级技能提升实战

课程大纲

政策驱动与市场变革——电力市场基本理论与政策框架

一、电力市场改革背景

1. 顶层政策驱动
1. 1+6基本规则出台
2. 2026年国发〔四号文〕出台
2. 行业发展刚需
3. 发展趋势
——电能量价格逐步由市场确定，配套政策逐步出台

二、全国统一电力市场总体框架

1. 市场基础：以省级市场为实体单元
2. 资源统筹：跨区跨省交易配置体系

三、全国电力市场交易规模

1. 各类交易占比情况
1. 电力直接交易仍为绝对主力
2. 省间交易占比持续走高
3. 绿电交易爆发式增长
4. 电网代理购电呈下降趋势
2. 电力交易的未来发展方向
1. 电网代理购电退出
2. 跨省政府定价合约转入市场化竞价

四、电力市场三级交易层级与核心功能

1. 中长期市场：保障电力稳定供应、降低市场风险
2. 现货市场：反映电力实时供需情况、促进资源实时优化配置
3. 辅助服务市场：提供市场协同服务，保障电网安全

五、国内外电力市场改革对比

1. 国外典型市场
——PJM、北欧、英国市场
2. 中国市场：1+6市场体系

六、电力市场核心交易品类

1. 实物交易：电能量与辅助服务
1. 电能量市场运作流程
——开始－年度交易－月度交易－日前交易－实时交易－结束
2. 辅助服务分类
——备用服务、调频服务、无功支持服务
2. 金融交易：风险对冲工具
1. 期货交易
2. 期权交易
3. 输电权交易与阻塞管理
举例：云霄直流的输电权交易机制

七、新能源并网对电力市场的影响与应对策略

1. 对市场的影响
1. 对现货价格的冲击
2. 对结算模式的冲击
2. 应对策略
1. 提升预测能力
2. 签订远期中长期合同
3. 签订多年PPA
讨论：分享所在区域新能源消纳面临的核心痛点，讨论新能源消纳面临的核心痛点及应对思路

电力市场的经济学原理——从供需均衡到交易决策

一、生产分配三大问题

1. 生产什么：价格决定
2. 如何生产：成本决定
3. 为谁生产：价格决定

二、资源配置的三大模式

1. 计划经济
2. 市场经济
3. 混合经济

三、电力市场需求模型与消费者剩余价值

1. 电力需求曲线体系
1. 电力用户个人需求曲线
2. 市场总需求曲线
2. 消费者剩余与交易应用

四、价格弹性理论与电力市场价格研判

1. 需求价格弹性
——电价波动对用电负荷的影响
2. 交叉弹性
——替代能源、季节因素对电力需求的影响
3. 需求弹性差异化场景应用
4. 需求弹性带来的市场平衡
5. 帕累托效率与电力市场应用

五、生产者成本构成

1. 可变要素
2. 固定要素
3. 总不变成本（TFC）
4. 总可变成本（TVC）
5. 边际成本（MC）

六、电力市场垄断垄断市场力监管方法

1. 边际成本+合理利润定价法
2. 平均成本定价法

典型省份电力现货市场设计——从机制到实战

一、全国现货市场建设情况

1. 广东、山西等七省转正
2. 2025年11月，除京津冀、西藏外，所有省份全部转入现货试运行阶段
3. 2027年底前，现货市场基本实现正式运行

二、现货市场的四大类型

1. 目前市场
2. 日内市场
3. 实时市场
4. 辅助服务市场

三、价格形成机制设计

1. 节点边际电价（LMP）
2. 分区边际电价
3. 市场限价

四、中国试点省份实践探索

1. 广东现货交易试点
2. 山东现货交易试点
3. 山西市场

发电侧交易逻辑与策略——从电价预测到动态报价

一、发电企业运营的四大核心痛点

1. 成本控制压力大
2. 电价波动风险高
3. 收益管理难度大
4. 决策失误后果严重

二、电价预测的关键方法与模型

1. 数据采集：依据电力信息披露办法
2. 数据分析与预测：采用聚类分析方法
3. 成本函数的构建
4. 进行电价预测
——预测方法：初期采用相似日法、时间序列法

三、动态报价策略的制定步骤

1. 数据采集
2. 数据分析与预测
3. 策略制定

四、机组启停经济性决策与风险规避机制

1. 市场波动风险对冲
2. 机组启停应急响应处置预案
3. 设备维护成本控制

五、多能源协同下的报价策略创新

1. 风光储联合发电
2. 全局优化模型构建
3. 创新报价策略制定

六、电力市场政策

1. 分时电价政策
2. 节能减排政策

售电侧交易逻辑与策略——从客户运营到风险管控

一、售电公司分类

1. 国有企业
2. 特大用户背景售电公司
3. 电网背景售电公司
4. 地方火电厂背景售电公司
5. 民营售电公司

二、增值服务的创新方向

1. 新兴服务领域探索
2. 跨区域服务突破
3. 中小用户覆盖拓展

三、电力现货市场对售电公司的影响

1. 对运营成本的影响：批发成本波动大，管控批零价差难度增大
2. 对定价策略的影响：需要根据用户曲线特点，合理对用户进行分级

四、市场结构：发电侧与需求侧的双向互动

1. 用电量分级定价模型
2. 灵活合约设计
1. 长期协议的优势
2. 短期交易的灵活性

五、售电侧价格波动风险对冲工具实操

1. 电力期货：远期价格锁定与整体风险对冲
2. 期权合约：差异化风险防控与收益保底
3. 差价合同（CFD）：平抑现货价差波动核心应用

六、售电用户信用体系搭建

1. 建立信用模型
2. 风险预警机制
3. 动态评估与调整

七、全场景电量申报实战策略

1. 年度电量申报阈值管控与基数优化
2. 价格上行周期：多报少用策略
3. 价格下行周期：少报多用策略
4. 负荷可控场景：最大化电量申报盈利策略
5. 负荷不可控场景：保守申报风险规避策略
6. 多时段、多用户电量动态分配比例调整

八、负荷精准预测对售电交易的赋能应用

1. 提升预测精度，降低电量偏差考核风险
2. 分段预测负荷，可分段调整报价策略
3. 结合负荷预测和电价预测，优化用户定价体系

适合对象

建议由财务负责人、经营管理者、业务部门负责人和风控合规人员共同参加，便于课后在同一套判断标准下继续推进

课程定位与主要问题

指标判断、风险识别、预算分析和经营复盘需要落到岗位动作，训练会围绕关键问题完成一轮方法校准

核心收益

指标判断更清楚：风险信号、证据要求和处置边界，先讲清对象、约束和判断标准
围绕政策驱动与市场变革——电力市场基本…梳理关键判断点，避免停留在概念解释
借助电力市场改革背景完成一次可复盘的应用演练
输出顶层政策驱动相关的后续跟进清单，方便课后跟踪

课程背景与交付信息

当前我国电力市场化改革持续深化，国家能源强国战略全面落地，打破行业垄断、市场化配置电力资源、引入多元竞争机制成为行业核心发展趋势，全国电力交易规模逐年扩容、交易模式持续迭代。传统电力系统存在资源配置效率偏低、供需匹配不精准等问题，而市场化交易是破解行业痛点、提升电力系统运行效率与供电可靠性的核心路径

与此同时，新能源大规模并网投产催生了增产不增收的行业困境，现货市场全面推开、交易规则持续更新、价格波动常态化，让发电侧、售电侧、电力大用户等各类市场主体面临更复杂的交易环境

本课程立足于中国电力市场化改革深入推进的大环境，在政策驱动下打破垄断、优化资源配置、引入竞争机制，全国电力市场交易规模持续扩大，市场参与者（发电侧和售电侧）亟须系统掌握电力交易基本理论、市场设计原理及实战交易策略，以应对日益复杂的市场环境

课程时间

2天，12小时

授课方式

政策解读、实战教学、案例分析、课堂互动/问答

课程内容重点

01政策驱动与市场变革——电力市场基本理论与政策框架

02电力市场改革背景

03顶层政策驱动

041+6基本规则出台

052026年国发〔四号文〕出台

讲师介绍

吴涌

电力能源资深专家

现任国有大型热电公司生技部副主任，拥有30余年电力能源实战经验。精通电力市场交易、节能管控与安环体系，曾创下27年长周期安全生产集团第一纪录，多项能效与经营指标创区域行业标杆

电力能源热电新能源储能光伏

查看讲师主页

课程差异说明

本课程页面围绕《电力交易员中级技能提升实战》重点呈现课程定位、适合对象、核心收益和 5 个主要模块，便于快速判断培训匹配度

课程常见问题

这门课适合哪些学员参加？

建议由财务负责人、经营管理者、业务部门负责人和风控合规人员共同参加，便于课后在同一套判断标准下继续推进。

学习这门课可以获得什么收益？

看清风险信号、证据要求和处置边界，先讲清对象、约束和判断标准；围绕政策驱动与市场变革——电力市场基本…梳理关键判断点，避免停留在概念解释。

课程通常安排多长时间？

课程通常可按2天，12小时安排，具体节奏会结合企业培训目标、学员基础和现场安排确认

课程采用什么授课方式？

课程主要采用政策解读、实战教学、案例分析、课堂互动/问答，强调理解、讨论、工具练习和业务场景应用

企业可以基于这门课做定制吗？

可以。正式交付时可结合企业行业、岗位对象、当前问题和培训时长，对案例、练习和重点模块做适配