电力市场化改革的进程正在加速，新能源市场化占比也在稳步提升，市场在资源配置中重要作用在逐步凸显。2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%。随着电力市场规模的逐步扩大，一方面通过市场机制充分消纳可再生能源，一方面要保障能源稳定供应，对于参与交易的市场主体来说，无论是传统火电、售电公司、新能源都面临着诸多问题与挑战。
火电与售电主体
机遇与挑战并存
电力市场的改革逼迫着火电的经营模式发生变化，在开展现货交易之前，火电主要是控制燃煤成本，只需要考虑“量”的问题，但是电力现货市场开启之后，火电需要跟随新能源发电情况和市场供需情况而采取不同的报价策略，以价格信号作为引导合理调整自己的发电计划，增加自身收益。以山西市场为例，2022年1月、2月新能源出力不及以往，现货价格势头强劲，价格达到381元/兆瓦时左右，3月、4月和5月新能源大发，现货价格一路下行，最低月份下降到265元/兆瓦时，6月、7月、8月、9月和10月迎峰度夏，风电进入小风季，同时受省间刺激，现货价格飙升，月度均价最高在478元/兆瓦时左右，在冬季进入大风季后现货价格开始走低。所以新能源出力很大程度上影响着现货市场的价格，火电需要对市场的供需情况尤其是新能源出力波动进行预测，然后根据自己的预判采取不同的报价策略。
此外，售电公司在现货市场中也面临着工作难度大、价格疏导困难、运营风险高的问题。只有不断地推高零售价格，降低批发成本售电公司才能真正盈利。要在批发市场降低成本，其实是一个以价格信号为引导，在批发市场低买高卖的体现，在中长期和现货市场中永远不可能出现交易与用户实际用电情况一样的电量，只能多拿或者少拿，这其中最重要的就是对预测偏差的管控，对市场供需的预测，以及对市场价格的预测。
国能日新火电、售电公司
交易解决方案
基于以上问题，可以总结出对火电、售电公司参与电力市场交易盈利的核心是对价格的把控与新能源出力的预判，所以需要对长周期的省级气象预测、省级新能源出力预测、统调负荷和省间联络线的预测、分时段日前电价预测做出合理的预测与评估，这是掌握火电和售电公司效益增长点的关键。
国能日新电力交易云平台可提供全省长周期气象资源、新能源负荷出力、用电负荷和现货市场价格的预测，并给出合理的交易策略。目前已经实现多个省的全省未来45天的气象资源、新能源负荷和用电负荷的预测长周期运行，同时可以提供D+2-D+15日分时段日前现货电价预测，可较好的支持各市场主体进行中长期月度、旬度、周、日滚动和现货等交易，为不同参与市场的主体客户提供对应需求产品、技术与服务。
国能日新长周期气象资源预测，可有效帮助市场主体准确了解全区域的整体新能源发电气象、负荷预测及相关趋势，对于中长期签约电价指导和现货报量报价有重要意义。特别是新能源占比较高的市场，新能源出力对整体市场供给端波动影响较大，进而对电价产生较大影响，建议市场主体针对交易地区气象资源客观做好评估与预测分析，准确把握市场。
国能日新市场价格预测科学客观，评估体系完善，是火电和售电主体参与制定交易策略的基础。包括对中长期45天以上市场价格趋势滚动预测、现货市场价格预测用来支撑中长期合约签约及现货策略申报。较关键的要点是价格预测需要结合季节性气候、气象等影响新能源发电及负荷用电特性因素、煤价波动因素、工作日与节假日因素等对市场供需及价格进行分析，作为决策依据，以有效的价格来支撑各交易主体的申报。
公平、有效的交易是电力交易市场化的根本 ，国能日新提供最专业的电力交易解决方案与服务，切实帮助交易主体针对不同市场、不同地区交易规则及市场机制来解析应对，多维度为客户提供交易收益保障。一方面，国能日新的全省长周期气象资源、新能源负荷出力、用电负荷和现货市场价格的预测可辅助火电和售电公司在现货市场中做更精准的交易报价。另一方面，针对火电和售电市场主体面临的降低运营管理风险，管理售电/购电成本，提升电力交易收益以及合理调整自己的交易电量，避免爆仓造成的现金流枯竭等方面的需求。基于科学高效的电价预测，精准的能源数据分析，帮助交易主体降低交易风险，获得发电收益，保障电力安全稳定供应。
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