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来源：网络（真伪自辨）
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【行业介绍】国内电力交易市场与股票交易有差别，电力属于特殊商品，特殊属性在于：1）即发即用，2）电力不可储存，原因在于抽水蓄能转化发电转化率过低，且不能大量存储，铅蓄电池成本高。
电力市场主要参与者分为买卖两侧，发电企业（风电、火电、光伏、储能）是卖方侧，买方较多，包括售电公司、电力用户、储能、虚拟电厂等。
随着参与主体增多带动交易品种增多，主要交易品种分为三类（协商、竞价、挂牌），再搭配不同的交易周期组合特定的交易，比如年度协商交易、年度竞价交易、月度挂牌交易等。
有些省将发电权做成交易，大部分省份还是做原价置换。
电力市场分为两大类：金融模式和物理执行模式，金融模式就是按照交易结算，物理执行是按照交易发电和用电，会有一定的考核。
电力交易市场：（1）电能量市场：1）中长期交易市场，日前及以前的交易都是中长期交易，年、季、月、连续滚动交易（t 2）。
2）现货交易市场：日前、日内和实时三个部分，各个省都是采用其中的两种，日前 实时使用最常见。
（2）辅助服务市场：由于电力需要即发即用，国家电网、南方电网、内蒙古电网负责基建，调度需要做用户侧的负荷预测，调度各个电网做组合和优化计划。
但是预测不可能做到完全准确，用电有高峰和低谷期，火电厂发电是烧锅炉进行发电，启停成本较高，需要稳定运行；新能源企业如果在高峰时期增加用电量，机组有一定的负荷率，需要备用机组应对突发状况，由于出现辅助服务市场。
（3）容量市场：各地电网都有阻塞，内蒙地理位置覆盖较长，用电阻塞较为严重，鄂尔多斯煤矿丰富，火电企业所需资源充足，有很多坑口电厂，运输成本较低，因此内蒙古西部发电资源较多；但是内蒙古东部发展较慢、铁矿原料丰富，用电更多，电价较高。
所以相比其他省份用户侧是全网统一的加权均价，内蒙有三个价格（东部价、西部价、全网价），鼓励东部建厂，解决阻塞、安全隐患和西电东输的难度，降低电价。
（4）绿政交易：双碳政策、能耗双控、出口企业也对新能源有要求，绿电、绿证双侧推动，寻求北京、广州、内蒙三个交易中心推广绿证交易。
电力交易软件：（1）主站端：分为两部分，交易中心和调控中心，分别对应中长期交易和现货交易。
中长期交易所有工作都是在交易中心开展的，现货交易面向市场的工作在交易中心，检修计划、出清等留在调度中心。
电力交易市场技术支持系统：每个省都完成系统建设，投入使用，推广第二代。
南网的统一平台、国网的新一代都在做，未来南网、国网、内蒙三个市场整合建立第三代。
每年都在更新迭代，因为初期中长期还是主流，80%是中长期完成。
现货交易系统：第一批八大试点已经推行，期间在不断试运行，只有山西在连续运行；第二批、第三批试点也在推进。
目前至于第一批的8个省份完成全部建设并不断更新，江西、河南、东北等正在建设，河北完成招投标，西北也在进行招投标。
最初项目资金额度较大，在国网管控后额度降低到3000-4000万左右（之前浙江1个亿，其他省份在5000-6000万）。
去年1439号文让业务越来越贴近现货，而且用户量越来越大，从资质准入逐步放开，目前已经分时曲线交易，大多数省份实现24h曲线交易。
竞争者：主要就是资质，清大科越、科东、大连理工大学（和云南合作）可以做全国交易中心技术支持平台；调度的现货交易系统，只有南瑞、科东（南瑞和科东其实是一家，）、清大科越三家在做。
（2）子站端：最初是售电公司的平台，处于高速上升期，行业对售电平台期望较高，但是后来发现没有稳固的实力，回款、合同验收有较大障碍，因此后期行业内公司以租赁形式来使用，回款和合同验收对公司的影响减弱。
随着现货市场的发展，所有人的用电都要进入电力交易，用户参与度目前较低，大部分省份是报量不报价（只有浙江报量和价）。
因此现在电厂、发电企业对这部分的关注度升高，现货每天或者多次开，对人员策略制定要求较高，需要报价辅助决策系统支持交易。
1）现货报价辅助决策系统，是各大公司投入精力最多的部分，获取各省交易中心披露的接口数据、厂站生产和成本数据，预测、分析现货的价格以及未来趋势，中长期持仓情况来做现货交易申报、分析结算数据。
2）竞争者：厂商比较分散，服务交易、调度、营销、财务的厂商都有，各家效果、价格都不一样。
主要分为三类：a）学术性企业，清能互联、华北电力大学，优势是背靠高校，教授对政策规则制定也有参与，预测算法准确率较高；b）国能日新、远景、图迹科技，优势是最初服务于电力市场，甚至承包新能源硬件生产，对发电企业全流程熟悉，之前也提供过一些功率预测的软件；c）中心端企业，南瑞、科东、清大科越，主要做主站端调度软件，对政策的解读和剖析较深入，且数据作为报价辅助系统最重要的因素，这些企业比较了解主站端的数据结构和模型，全流程了解从披露、出清、结算的市场，可以全流程做模拟分析和校验。
市场空间预测：交易中心侧系统，每个省每年投入2000万左右；调度现货系统，已经建成八大试点是每年1000-3000万，未建成的是3000-4000万；现货报价辅助决策系统，市场份额每年10个亿左右，硬件占比40%，软件60%，更新换代后期硬件投入减少，上云后硬件投入越来越少。
【Q&A】Q：现货报价辅助决策系统市场份额每年10个亿左右是如何估算的？
每年收年费吗？
A：第一批投入硬件较多，五大四小更多都以集团体量投入，体量比较大，新能源厂站每个厂会在60-80万，火电是150-300万，是一次性投入。
之后每年不止是收年费，因为规则每年都在变，主站端变化整体也需要变化，目前来看不太健全、漏洞较多，每年变化都很大，预期每年会有。
按照每年增加5-8个省份来估算，滚动计算，已建成的更新 新建成的投入，平均后计算出来是每年的市场是10个亿。
Q：八大试点三大类参与者的份额占比？
A：不是按照省份去瓜分份额，是按照五大四小发电集团，竞争者争取集团建成的资格，比如国电投包给自己的发展公司，发展公司再联系软件开发商，因此份额不明显。
目前五大集团基本都被比较著名的几家做完，其他的公司还没有承包集团级的开发。
整体比较分散，不会某个发展公司的全部项目都被一个公司承包。
Q：电厂使用交易辅助决策软件会对营收有多大的贡献？
A：各省的规则都在调整，算法和系统功能也在变化没有连续运行，难以估算具体贡献，只能看有哪些亮点帮助获益。
Q：商业模式什么时候才能被验证？
A：不依赖于某个厂商能否验证，而是之前电力是计划经济形式，目前政府的重点还是求稳，要求电价波动不能太大，因此关注的不是获利、而是让电厂少亏损，通过调整报价来获取其他方面的收益。
需要等政府决定可以自由竞争，电网能承受结果的时候，才能套利迎来更多收益。
Q：欧美电力市场化后，用户用电习惯有没有更加贴近新能源曲线？
还是只通过涨价来解决问题？
A：各地报价中，市场更多想要新能源的电量，但是风电和光电曲线不是自己能控制的，因此用户的实际用电曲线都需要调整成和新能源曲线相似，但是国内还是达不到这种程度。
新能源在关键时候可能会有突发情况造成不稳定，大型工业企业不会调整用电曲线去适应新能源，只会配比火电曲线来控价，只有小制造业才会向新能源靠拢。
用户对于现货市场关注也不高，只会关注均价和用电成本，对现货参与度较低，更多都是调节自己的中长期曲线。
Q：欧美的电力交易软件使用情况怎么样？
售价市场规模是什么情况？
A：欧美发电企业属于私企形式，已经成为纯金融模式，不需要考虑能发多少电，电网在中间做优化和调整满足发电情况，因此价格波动很大，出现过电价过高、推进新能源导致发电企业容量降低冬季大范围停电的情况。
对于国内参考价值较低。
Q：交易辅助决策的客户变多时会不会失效？
A：极端情况下所有企业都由同一家系统，确实回到同一起跑线，会趋同。
但是交易辅助决策有红利期，先使用系统的会提前获利，发展到一定程度后政策会改革，系统更新后又会有新的时间差，做中心端的企业优势也在此，因为他们会先知道政策及系统的变动。
纪要来源：【文八股调研：wenbagu.com】
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