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独家|南方（以广东起步）电力现货市场运营规则编制的秘密……

敞开大门编规则 广东电力现货市场试点建设稳步推进

——南方（以广东起步）电力现货市场运营规则编制情况综述

中电传媒 周妍 陈细英

5月23～25日，南方（广东起步）电力现货市场运营规则第四次编写会议在广东惠州召开，来自广东省**有关部门、南方电网及省级电力调度机构、电力交易机构及发、售电侧有关市场主体代表共40余人参加了会议，对前期提出的广东电力市场运营基本规则及其细则主体内容进行总结性梳理。

这已是国家能源*南方监管*（以下简称“南方能源监管*”）组织开展的第四次集中编制工作。自明确由南方能源监管*牵头负责制定电力市场规则以来，其秉持开放、公平的原则，坚持开门编规则、广泛听取意见建议，于今年1月规则编制起草阶段即首次召开研讨会，组织邀请发电侧、售电侧、用户侧、市场交易运营机构及国内外专家学者就规则内容进行多角度探讨，充分激发市场主体的积极性与创造力，提高规则编制的合理性与可操作性。

数月时间，公开研讨，广开言路、广集民智、广纳良策，南方能源监管*精心组织，*d组多次研究，*主要负责同志亲自抓，使规划编制过程成为了统一思想、凝聚共识的过程，切实推动南方（以广东起步）电力现货市场规则早日出台，扎实推进电力现货市场试点稳步开展。

广开言路寻找市场主体利益的“最大公约数”

作为我国改革开放，也是电力体制改革的前沿阵地，广东省的改革步伐历来走在全国前列。2017年8月，国家发展改革委、国家能源*部署启动电力现货市场建设试点工作，南方（以广东起步）成为首批8个试点地区之一。

对此，广东省**高度重视，明确了试点责任单位和分工安排。根据分工，广东省发展改革委为牵头单位，负责统筹协调电力体制改革各项工作；省经信委为全省电力现货市场建设试点工作第一责任单位，牵头制定全省电力现货市场试点实施方案；南方能源监管*牵头负责全省电力现货市场规则制定与电力市场监管、风险防控工作。按照进度安排，广东省力争在今年6月底前制定电力现货市场试点方案和市场运营规则，并于年底前具备电力现货市场模拟运行条件。

时间紧迫、任重道远，南方能源监管*主动作为，会同广东省经信委、能源*和广东中调及广东电力交易中心组成调研组，于3月上旬先后赴浙江、华东、东北调研，与兄弟监管机构、相关**部门和电力企业围绕市场规则设计和市场监管两大核心内容深入座谈交流，为推进南方（以广东起步）电力现货市场规则编制工作乃至后续市场监管工作提供了借鉴。同时，在规则起草阶段，坚持促进绿色能源发展的思想，坚持市场开放和促进清洁能源消纳的理念，注重对西部发电企业特别是清洁能源发电企业的开放，以促进水电等清洁能源的综合利用，解决东西部传统能源和新能源的矛盾，保障珠三角地区的蓝天计划实现，实现资源在更大范围内的优化配置。

更为重要的是，南方能源监管*坚持敞开门编规则，严格规则制修订程序。

“市场规则是指导各方开展交易、运行的基础，切实影响到各方利益。”广东省某发电企业主要负责人坦言，多数市场主体并没有做好参与电力现货市场的准备，若信息不能公开透明，则极易产生寻租空间。

面对市场主体的担忧，南方能源监管*在组织制定规则过程中，以**部门出台的相关方案为基础，在此基础上进行细化形成规则；以市场运营机构为依托，吸收市场主体代表参与规则编制，多轮次、多场次召开市场规则研讨会、市场规则集中编制讨论会，在规则编制讨论的同时起到规则宣贯作用。规则成形后，将广泛征求市场成员意见，组织开展专家论证，形成模拟运行稿；经充分的模拟运行后，进一步修改完善，确保规则科学合理，最后按程序报批实施。

敞开大门编制规则的开放态度得到了市场主体的高度好评。一位多次参与研讨会的业内人士评价，南方能源监管*尊重包括民营售电公司在内的各个市场主体的意见建议，在各方观点出现剧烈碰撞时，公平公正的态度一以贯之，“做到了怀着‘公心’来编规则”。

事实证明，此种做法收到了良好成效。各市场主体参与感强，通过积极发言，研讨会形成了有效讨论，目前综合各方意见后形成的市场交易实施细则初稿已充分考虑各方的利益诉求，有利于各方市场主体的参与执行，有利于市场利益的协调平衡，有利于电力市场的平稳运行，提高了可操作性的同时最大限度降低了风险性，基本得到发电、售电方的一致认可。

尊重诉求 推动市场规则与实施方案编制齐驱并进

通过举办市场规则研讨会、市场规则集中编制讨论会等方式开展规则编制工作的优势远不仅于此。

目前，广东电力现货市场试点实施方案尚未正式出台，电力市场具体的建设目标、建设模式和各阶段建设内容暂时无法明确，而电力市场建设的相关配套政策同样还不清晰。例如，深圳市输配电价单独核定，但未包含广东省省级电网输电线路分摊的成本和广东省地区间交叉补贴，导致核定的输配电价与市场不兼容，用不起来。

此外，广东省电源结构复杂，使用输配电价后，发电计划的放开将对电网企业购售价格以及市场用户购电价格带来不同程度的影响。“目前广东电力市场发电计划已放开40%以上，价格波动风险极高，而且燃煤、燃气等不同电源成本差异较大，如何处理发电侧放开后的搁浅成本，保障企业之间的有效市场竞争？”一位发电企业代表提出了疑问。而在保障清洁能源消纳成为共识的前提下，西电等外来电源以何种方式参与市场竞争、如何保障省内燃煤机组的发电空间、确保电网安全稳定运行也是市场主体关注的焦点。

然而，按照进度安排，广东省力争在今年年底前启动电力现货市场模拟运行，市场运营规则编制时间尤为紧张。在这样的情况下，南方能源监管*充分尊重各方诉求，组织各方对规则进行广泛讨论，规则与方案同步推进、共同研究，为电力市场建设目标、路径、内容及相关配套政策的早日明确作出了贡献。

跟踪督促理顺现行电网管理模式与调度机制

除了上述影响市场规则编制的因素外，南方能源监管*还需攻克另一大难题——现行的电网管理模式与调度机制无法与电力现货市场建设相互衔接，改变势在必行。

广东省不仅用电量长期居于全国首位，电网管理模式、结构同样相对复杂。早于2012年，广州、深圳供电*从广东电网公司分立，转为由南方电网公司直接管理的全资子公司，自此广东省内存在三家处于平级关系的电网企业。

“电力现货市场的有效运转，离不开必要的软件和硬件支撑，主要包括支撑电力市场交易和结算等业务的相关技术支持系统，以及与现货市场结算要求配套的计量和自动化抄表系统。而这些都需要三家电网企业通力配合，并建立起良好的协调工作机制。”南方能源监管*相关负责人介绍说，需要改变的还有现行的调度机制。据了解，目前广东电网电力调度采用统一调度、分级管理的模式。其中，广东省调负责全省电网平衡，广州、深圳调度负责各自辖区内发输变电设施调度，而南网总调作为上一级调度管理机构，负责省间输电调度以及广东部分电源的直调。“现有的调度管理模式与拟推进的电力现货市场试点不适应，亟需理顺和调整调度管理关系。”

为此，南方能源监管*一方面密切跟踪南网现有调度管理体制调整和理顺工作，推动建立与电力现货市场运营相适应的调度管理模式。另一方面，跟进电力现货市场试点软硬件支撑建设。督促电力调度交易机构按照市场规则要求建设具备相应功能、符合国家和行业标准的电力现货市场技术支持系统；督促相关电网企业完善计量和抄表自动化系统，满足电力现货市场结算要求。

进度显示，电力现货市场技术支持系统（一期）将于今年8月底建设完成；广东电网公司预计于6月30日完成发电侧、用户侧计量系统改造，广州、深圳供电*将于11月30日完成发电侧、用户侧计量系统改造。

提前谋划加强市场监管能力建设防控风险

事实上，随着电力市场化改革的不断深入，已开始倒逼市场规则制定者提前预判市场走向，及时出台应对举措。以广东电力市场为例，梳理去年来发布的监管措施，除了广东省构建的信用体系监管外，南方能源监管*的行政监管对市场的平稳运行也起到了至关重要的作用。

2017年1月17日，南方能源监管*会同广东经信委、发改委正式印发《广东电力市场监管实施办法（试行）》，监管对象涵盖电力市场所有成员，明确售电公司要以半年为周期报送资产情况和运营情况，为最终形成完整的规则体系奠定了基础。

2017年6月7日，南方能源监管*与广东发改委联合建立广东电力市场反垄断联合执法工作机制，防患于未然，防范发电集团抱团垄断的风险。

2017年10月，南方能源监管*与广东经信委、广东发改委联合印发《广东电力市场售电公司履约保函管理办法（试行）》，加强交易结算监管，防范欠费风险，推动广东电力市场风险防范机制建设向前迈出重要一步。

2017年11月，广东2018年长协市场交易秩序较为混乱，南方能源监管*会同有关部门开展电力市场交易秩序监管现场检查，加强事中监管。

2018年2月，南方能源监管*印发《南方区域跨区跨省电力交易监管办法（试行）》，对省间电力交易开展监管和行政执法，营造了公平透明的市场环境。

7月5日，南方监管*发出《广东、广西、海南售电公司监管办法（试行）》，探索售电公司分类监管，注重监管行为、实施分级监管。

回顾上述系列监管举措，不难发现，南方能源监管*时刻观察电力市场，将不良现象的苗头扼杀在萌芽状态，并制定完善监管举措，有力保证了电力市场建设和运行持续向好。

百尺竿头更进一步。需要监管部门注意的是，与上一轮电改不同，本轮改革发电侧计划放开比重大，零售市场引入了售电公司与电力用户，现货市场价格波动风险极高。加之广东市场最大发电企业份额占比已超30%，具有对市场价格的影响力。一言以蔽之，广东电力现货市场运营风险不容小觑，监管压力大，必须提前预想。

有效的市场监管，是现代电力市场规范运营必不可少的基础条件。然而，身兼电力市场监管重任的南方能源监管*仍缺乏监管执法的有力抓手。“现行的电力市场监管法律法规主要是《电力监管条例》和《电力市场监管办法》，它们只是明确了监管内容，但没对具体违反监管要求的市场行为进行细化，实际行政执法难度大。”南方能源监管*相关负责人表示，实际执行中，对市场主体操纵市场等行为的处罚力度偏弱，威慑力不足。

与此同时，与传统的市场监管主要基于计划分电、计划调度这一运行模式下的监管不同，电力现货市场环境下，市场监管的难度将大幅增加。一位售电公司代表表达了他的担忧：如何保证电网为自己提供无歧视的输电服务？用户欠费谁负责追缴，谁承担损失？等等。

在电力现货市场中，市场运营机构对规则执行的落实情况将成为被监管的核心内容。例如，对交易机构开展市场注册、市场交易和市场结算情况的监管；对调度机构进行开机方式和调度执行交易结果情况的监管；对电网环节，加大对电网检修管理的监管力度等。可以预见，未来市场监管内涵以及深度、广度都将发生较大变化，南方能源监管*如何在人手少、任务重的情况下“勤炼内功”？

“一方面，组织召开电力现货市场背景下的市场监管研讨会，研究市场监管和市场风险防范的重难点，将事前事中监管融入到市场设计阶段，同时对事后监管的目标、内容和措施更加明确。”南方能源监管*相关负责人介绍，另一方面，开展课题研究，吸收国外成熟的监管经验和做法，结合国内实际，形成可以借鉴的成果。接下来，南方能源监管*还将结合电力现货规则内容，充分利用信用体系“黑名单”制度的重要抓手，组织修订电力市场监管规则，为市场监管提供操作性强的行政执法指引，通过加强市场监管能力建设保障电力市场的有效运转。

电力体制改革非一日之功。有长期研究国内外电力市场的专家表示，市场是波浪式前进的，现已达成共识的南方（以广东起步）电力现货市场规则可操作性强，在有限的空间内实现了效果的最大化，为后续电力现货市场的模拟运行做了很好的铺垫。

南方能源监管*相关负责人表示，接下来南方能源监管*将进一步统一思想认识，积极响应习近平总书记对广东提出的“四个走在全国前列”的明确目标，坚持将构建推动经济高质量发展体制机制在电力市场化改革中落到实处，拿出勇于担当的干劲和激情，“一手抓市场建设，一手抓市场监管”，双轮驱动解决存在的问题，推进南方（以广东起步）电力现货市场试点工作，争取2018年底前具备模拟运行条件，为建立中国特色社会主义电力市场机制探索出一条适合广东省情、南方区域实际情况的路子，为我国电力现货市场的未来走向提供可复制的经验，总结可借鉴的教训，为深化电力体制市场化改革添砖加瓦。

审核：齐正平

编辑：李丹丹

广东2022年电力市场交易指引系列（七） ——《广东电力市场履约风险管理实施细则》答疑-北极星电力新闻网

Hello，大家好！2022年1月1日，广东电力交易中心启动履约风险动态管控机制试运行后，很多售电公司对《广东电力市场履约风险管理实施细则》中的相关内容产生了疑问，今天小编就有关问题为大家集中解答一下。下面有请问答栏目两位主角疑小问和易小答出场。

制定《广东电力市场履约风险管理实施细则》（以下简称《细则》）的意义？

答：2017年起，广东电力市场按照《广东电力市场售电公司履约保函管理办法（试行）》实施履约风险管控，市场主体欠费风险得到有效控制。2021年以来，由于燃料价格、电力供需形势转变等因素，市场价格大幅波动，暴露出原有相对静态的履约风险管控机制存在的问题。为更好地防范市场履约风险，维护电力市场秩序，基于动态实施风险评估、预警、处置的原则，改进履约风险管控机制，经**审定同意，交易中心制定了《细则》。

答：交易中心按照《细则》规定的评估模型，根据售电公司交易量价、结算数据、缴费情况以及市场价格走势等信息，对各售电公司的市场化电费、交易手续费等费用的风险进行量化评估。算例如下：

1、边界条件

（2）售电公司A已缴清2021年11月及以前的市场化电费、2022年1月及以前的交易手续费。

（3）2021年12月结算正式结果已发布，售电公司A亏损10万元，尚未缴纳。

（4）2022年1月为现货运行月，已完成月度交易组织，尚未发布结算结果。

①售电公司A该月中长期合约净电量3100万千瓦时，加权均价500厘/千瓦时。

②1月1-10日已完成日清算，售电公司A日前偏差电费、实时偏差电费、偏差收益转移电费合计50万元；1月11-31日，售电公司A各日中长期合约净电量均为100万千瓦时，预计日用电量110万千瓦时、日前申报电量偏差率5%、日前价格500厘/千瓦时、日前实时差价20厘/千瓦时。

③预计售电公司A该月用电量3410万千瓦时、分摊返还度电均价支出20厘/千瓦时。

（5）2022年2月未完成月度交易组织，预计售电公司A月度用电量3000万千瓦时、度电亏损3厘/千瓦时。

②现货电费＝1-10日现货电费＋11-31日现货电费＝50万元＋[(110万千瓦时－100万千瓦时)×500厘/千瓦时＋(110万千瓦时×5%)×20厘/千瓦时]×21＝157.31万元

⑤2022年1月履约风险＝2021年1月电费履约风险＝max{1550万元＋157.31万元＋30.69万元－1773.2万元，0}＝0万元

（3）2022年2月履约风险＝2022年2月电费履约风险＝max{3000万千瓦时×3厘/千瓦时，0}＝9万元

答：售电公司信用额度＝担保信用额度＋无担保信用额度。其中：

1、担保信用额度按照有效履约担保额度确定。

2、现阶段，无担保信用额度＝担保信用额度×最新信用评价等级对应比率。售电公司最近12个月均及时足额支付市场化交易结算费用的，评价等级AAA、AA、A对应比率分别为8%、5%、3%，其他评价等级对应比率为0%；售电公司最近12个月发生过未及时足额支付市场化交易结算费用的，其比率为0%。

答：1、初始要求：参与每年交易前，根据预计的年售电量确定。预计参与当年交易不足12个月的，年售电量按照参与月份数折算到全年。若年售电量小于4亿千瓦时，初始要求为280万元；若年售电量在4至40亿千瓦时之间，初始要求为年售电量×0.7分/千瓦时；若年售电量大于40亿千瓦时，初始要求为2800万元。

2、动态要求：参与交易过程中，售电公司信用额度除满足年售电量对应要求外，还须满足履约风险与信用额度的比率（信用占用度）不超过100%的要求。

答：交易中心基于售电公司信用占用度进行预警，并将预警状态在市场内部公开。

1、若信用占用度超过60%，对售电公司发出黄色预警。

2、若信用占用度超过80%，对售电公司发出橙色预警，并暂停其新增零售合同登记的权限。

3、若信用占用度超过100%，对售电公司发出红色预警，售电公司须在预警之日起10个工作日内采取措施降低信用占用度至100%或以下。

发出红色预警后第10个工作日，售电公司信用占用度仍超过100%的，经能源监管机构和**主管部门同意，暂停其市场交易资格，按照《广东电力市场保底售电实施方案》有关规定启动保底售电流程，其相关批发合同电量、零售用户从次月起由保底售电公司承接，并按照售电公司有关规定对其强制退市。

答：支付尚未结清的市场化电费、交易手续费，或补充增加履约担保额度。

售电公司应该怎么配合落实履约风险工作要求？

答：履约风险动态管控机制从1月1日起启动试运行。考虑到履约风险评估需使用历史结算数据，而2022年市场结算规则相比2021年11-12月在平衡结算机制、变动成本补偿、超额电费等方面进行了重大调整，2022年1月至2月中旬，履约风险评估结果仅作为参考，用以检验算法和流程，暂不根据评估结果实施风险预控和处置措施。售电公司请关注自身履约风险、信用占用度、预警等级等指标，如有问题及时反馈。

履约风险管控机制正式运行后，售电公司在关注各项履约风险指标的基础上，请根据预警状态做好及时支付市场化交易结算费用和补充履约担保的准备，以免影响交易业务的正常开展。

关于《广东电力市场履约风险管理实施细则》相关解答就到这里，欢迎各市场主体向交易中心公众号留言提问。

电力现货结算流程？

电力现货的结算流程如下：

1.登录电力市场现货系统，进入登录/注册界面，点击【登录/注册按钮】。

2.登陆后点击【现货结算】。

3.可查询D-5日的日清算初步结果。点击菜单【日清算结果查询】

南方（以广东起步）电力现货市场交易规则正式问世

8月30日，南方能源监管*会同广东省经济和信息化委、广东省发展改革委联合公布《南方（以广东起步）电力市场运营规则体系（征求意见稿）》（以下简称《规则》），标志着我国首个电力现货市场交易规则正式问世。

“1+8"模式的电力现货市场规则体系

《规则》形成了“1+8”模式的电力现货市场规则体系。“1”是指《广东电力市场运营基本规则》，共19章231条，是整个市场规则体系的基础，是相关实施细则的编制依据。

“8”是指以基本规则为基础，对中长期交易、现货电能量交易、调频市场交易、市场结算、信息披露、市场准入退出管理和信用管理等8个方面制定的实施细则。

作为首批8个电力现货市场试点地区之一，南方（以广东起步）电力现货市场建设走在全国前列，创新性地提出电力现货市场利益平衡、风险控制、市场衔接等关键问题的解决方式，是符合我国国情、具有中国特色的电力现货市场交易规则。

同时，随着现货市场试点的稳步开展，将加速售电行业向专业化、技能化发展，真正激活电力市场，促进市场竞争，同时对市场风险防控和市场监管提出了更高要求。

创新解决市场关键问题

南方五省电源装机容量大，电源结构复杂，不同机组间成本悬殊。若现货市场采用绝对价格竞争的市场模式，则部分高成本发电机组缺乏竞争优势，面临生存困境。

对这备受市场主体关注的现货市场中不同成本机组同台竞价问题，规则提出了创新性的解决方案。考虑到社会对电价波动的承受度，南方能源监管*在测算不同机组真实运行成本和综合成本的基础上，高成本机组参照执行与常规燃煤机组的同一成本，在竞得及发出电量后，实际结算时向其给予一定的补贴以保障机组收益，补贴资金由市场用户分摊。该方案得到了国家发展改革委副主任连维良的高度赞赏，他说：“这个解决办法非常好，对全国电改都有重要的推动作用，我们全力支持。”

此举也有利于在市场起步阶段设置交易限价。据了解，为避免市场操纵及恶性竞争，经能源监管机构和**部门同意后，市场运营机构可根据测算，对电力市场和辅助服务市场的申报价格和成交价格设置合理的上限及下限，以有效调整市场竞争度，及时防范过度投机行为。

除此以外，规则还充分考虑我国电力计划与市场双轨制运行的特点，创新性地解决了二者衔接的问题。

其中，计划与市场的衔接方面，省内A类机组年度基数合约电量作为电能量市场交易开展的边界条件，由**主管部门制定下达，落实优先发电、优先购电政策；B类机组的分月合约电量根据市场规则以差价合约形式参与市场。

跨省区交易与广东电力市场交易的衔接方面，广东是“西电东送”国家战略的重要受电端，现阶段，向广东跨省区送电不参与广东电能量市场交易，作为广东电能量市场交易的边界条件，其中长期合同分解、交易结算以及后续参与广东电能量市场交易的具体规则另行制定。

在价格形成机制方面，现货市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价作为市场价格。“广东省内电网负荷节点多，输电网络阻塞严重，采用节点电价可让电力的实时商品属性得到真正体现。”南方能源监管*相关负责人表示，通过市场节点电价的价格体现，还能暴露目前广东省内电网与电源规划的不合理之处，进而指导将来的电网与电源规划，长期下来可解决通道阻塞问题，使广东全社会和电力工业发展获益。

售电公司向专业化发展

现货市场的到来，如同一条鲶鱼搅动整个南方（以广东起步）电力市场，售电公司将进入新的发展时期。

2015年1月30日，全国首家工商注册的售电公司在深圳成立；截至2017年底，获得广东电力市场准入资格的的售电公司达374家；2018年5月，广东电力交易中心收到广东首例售电公司退出电力市场的自愿退出申请。

数年时间，广东培育了售电公司，但在激烈市场竞争下，行业洗牌已然开始，部分售电公司艰难前行。

“外界不理解，认为售电公司没有必要，乃至是皮包公司，这是不对的。”南方能源监管*相关负责人强调，售电公司是电力市场发展到一定阶段的必然产物。他表示，售电公司的相对成熟，为现货市场的开展奠定了基础，这也是未来现货市场“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式的重要基础，若没有售电公司，用户直接参与现货市场交易将承担极大风险。“

根据规则，现货交易的颗粒度是1个小时，对用户来说，不可能每小时跟踪电价波动，尤其是中小用户，此时由专业化、技能化的售电公司代理是必然趋势。”

业内人士预测，随着现货市场的发育，售电公司将进行分化，乃至分类。现行的广东中长期电力市场交易中，售电公司可参与的交易品种较少，以电量多寡论英雄。然而在现货市场中，售电公司需凭专业技术取胜。

“现货市场涉及电力、金融、经济等领域知识，售电公司对电力特性、负荷预测曲线、社会价格成本走势等专业问题的掌握缺一不可。”该业内人士预计，专业水平高的售电公司将来主要参与一级市场，而专业技能较弱的售电公司也不一定倒闭，可主营二、三级市场代理。

对于部分有发电企业背景的售电公司而言，对现货市场早已“磨刀霍霍”——可与发电厂对冲价格，这是其先天优势。

那么独立售电公司是否完全不占优势？“打个比方，有发电企业背景的售电公司与独立售电公司，如同股市里的公募基金与私募基金，公募在激励机制、管理运作等方面不一定有私募灵活。”上述业内人士表示，归根结底，售电公司的整体实力才是关键所在，“有实力才能经得住大浪淘沙，在市场获益”。

独家丨广东电力现货市场系列规则解读1——中长期交易篇

8月31日，国家能源*南方监管*发布了，《南方（以广东起步）电力现货市场规则（征求意见稿）》。接到消息的这一刻，泰豪迈能电力市场研究院、投资咨询部、广东泰豪公司、增长部立即成立专业解读小组，对12个征求意见文件进行独家解读。并于今日开始，连续发出广东电力现货市场系列规则解读长图。废话不多说，接下来就让我们进入第一篇解读——中长期交易篇，byzixi。

明天就是现货交易规则解读啦，不要错过哟！

内容：zixi

设计：祥子

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买矿机和直接买现货有什么区别？

买矿机和直接买现货的区别在于投资方式和风险程度。1. 投资方式：买矿机是购买加密货币挖矿设备，然后通过自己进行挖矿获得加密货币。而直接买现货是购买已有的加密货币。2. 风险程度：买矿机的风险相对较高，因为挖矿的成功与否以及挖矿收益的多少都取决于市场条件、挖矿难度和能源成本等因素。而直接买现货的风险相对较低，因为已经购买到的加密货币的价值受市场供求关系和其他因素的影响。3. 收益稳定性：买矿机的收益相对不稳定，因为挖矿收益受到许多因素的影响，如加密货币价格的波动、挖矿难度的变化和挖矿设备的性能等。而直接买现货的收益相对稳定，因为其价值变动主要受到市场供求关系的影响。4. 利润潜力：买矿机的利润潜力较大，因为如果成功挖矿并且加密货币价格上涨，可以获得较高的收益。而直接买现货的利润潜力相对较小，因为收益仅取决于加密货币价格的上涨。总的来说，买矿机是一种更加主动的投资方式，需要自己负责设备的运营和维护，风险相对较高但利润潜力也较大。直接买现货则可以减少操作风险，但收益相对较为稳定。

南方（以广东起步）电力现货市场2022年结算试运行实施方案（征求意见稿）发布-北极星售电网

北极星售电网获悉，日前广东省能源*、南方能监*发布关于征求南方（以广东起步）电力现货市场2022年结算试运行实施方案意见的函，其中指出：试运行期间，统一组织开展交易和结算，主要包括∶组织月度交易，交易结果为差价合约;按照南方（以广东起步）电力现货市场规则体系，组织绝对价格中长期交易和现货交易并开展批发市场结算;基于零售合同开展零售市场结算。结算试运行主要机制如下∶

（一）开展绝对价格月度、周中长期交易。其中，月度交易包括月度双边协商、月度挂牌交易、月度集中竞争交易、发电合同转让交易（含代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同挂牌转让交易，后续视情况增加代购市场电量挂牌转让交易等）、用电合同挂牌转让交易;周交易包括周集中竞争交易、周双边协商和周挂牌交易。

月度双边协商、月度挂牌交易、月度集中竞争交易中，发电侧只允许卖出电量，用电侧只允许买入电量。月度交易（转让交易除外）成交价格上下浮动范围统一调整为不超过燃煤基准价一定比例。

周交易中，允许发、用电侧双向交易。周集中竞争交易成交价格根据上一自然周现货日前出清均价作为基准，上下浮动范围不超过一定比例。

交易模式。采用年度、月度挂牌交易的形式组织电网代购市场电量交易。由电网企业预测年度、月度采购市场机组电量，由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组摘牌。原则上，代购电量年度交易规模应占电网企业预测全年代购市场电量需求的80%;月度交易规模为电网企业预测当月代购市场电量需求减去年度已成交代购电量，为负时不再组织月度交易。

交易组织。将电网企业代购市场电量需求乘以上限系数后，作为挂牌电量，由市场机组摘牌，其中，机组摘牌电量上限按照电网企业挂牌电量和年度方案中各机组代购电量上限比例确定。若机组总摘牌电量小于电网企业代购市场电量需求，则成交不足部分按照各机组剩余可摘牌电量空间分配至机组;若机组总摘牌电量超过电网企业代购市场电量需求，则按照各机组摘牌电量等比例确定其成交电量。

交易结算。代购市场机组实际结算电量根据各机组成交代购电量（含年度、月度），按照"以用定发"的原则分配至机组，按照市场月度加权平均价格结算，不再执行**核定的上网电价。月度加权平均价取售电公司批发市场度电支出（含年、月、周、现货市场电能量支出及各项分摊返还）。

（三）分类型设置机组现货电能量申报价格上限。燃煤机组。根据最高燃料价格对应的各类型机组发电成本乘以一定比例系数U1后，作为其申报价格上限，每周滚动更新。其中，最高燃料价格取最新公开发布的CECI综合价加海运价、CECI成交价加海运价、广州港煤炭指导价三者中的最大值（若其中某个指数停发，则使用停发前最后一期的数据），参照《广东电力现货市场机组发电成本测算办法》计算最高燃料价格对应的各类型机组发电成本。同时，积极研究其他更加有效的措施，发挥现货价格引导优化发电侧、用户侧的生产，统筹好电力供应保障和市场运行风险防范的关系。燃气机组。现货电能量申报价格上限取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值。后续视电力供需、燃料价格及市场力防控要求，统一设置各类型机组现货电能量申报价格上限。

春节等特殊时期，根据市场有效竞争空间的变化或必开机组占开机机组比例等情况，适时调整U1。

（四）建立临时性用户侧峰谷平衡机制。按照峰平谷f1∶1∶f2的比例要求，基于基准价0.463元/千瓦时，对售电公司按照所代理用户高峰时段电量收取基准价的（f1-1）倍，对售电公司按照所代理用户低谷时段电量补偿基准价的（1-f2）倍;峰谷时段按照《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号）的规定执行。原不执行峰谷价格政策的用户不应用峰谷平衡机制。应用峰谷平衡机制所产生的损益费用，由市场购电用户按电量比例分摊或分享。

（五）输配电价。对原执行非峰谷价格政策的市场购电用户，按固定的输配电价收取;对原执行峰谷价格政策的市场购电用户，输配电价按照《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号）规定的峰谷时段、峰谷比价执行，深圳的市场购电用户应用的输配电价按深圳市峰谷分时电价政策执行。电网公司按照**核定公布的输配电价收取相应的输配电费。市场购电用户缴纳的输配电费与电网公司收取的输配电费之间的差额资金，纳入用户侧峰谷平衡费用。**性基金及附加按**主管部门发布的最新文件要求执行。

（六）实施变动成本补偿。基于机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘，下同）加超低排放电价后，与参考基准价之间差额，按照实际上网电量对发电企业进行补偿，补偿金额由全部工商业用户按照用电量比例承担。变动成本补偿管理办法详见附件1.3。

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