问题一：未来现货市场，发电厂和售电公司 是不是必须要开发信息系统才能参与交易?
专家A：对于“三公”体制下或现行中长期市场来说，信息化系统均不是电力营销的刚性需求，可以通过Office工具人工完成，但对于现货市场，信息化系统是电力营销必须具备的工具，是刚性需求。
1.申报数据量大，须每天以至实时不间断操作，不间断地与交易/调度中心进行数据交换，数据申报的时间窗口很短，无法人工完成;
2.必须连续、完整地积累日前及实时市场交易数据，用于滚动预测未来市场和进行事后复盘分析;
3.交易/调度中心发布的数据和市场主体申报的数据都有严格的格式和规范要求。
专家B：按照广东售电公司培训披露的规则来看，从交易中心披露信息开始到报价截止，日前市场最多留出了一个小时的时间，而发电交易单元是机组，每台机组要申报96点，每点5段报价，这些报价的决策支持还要来自于发电企业的其他系统的数据支持，例如燃料管理系统等，同时还要与交易中心公布的信息进行交换，作为决策依据的一部分，这样一个电厂几台机组的决策靠人为肯定是不够的，况且报价之后还要与交易中心交换数据确认状态是否成功等等。
售电公司在初期只报量不报价，所以只需要预测准确所有代理用户的合成曲线就行了，但是也需要与负荷预测系统对接，如果人为录入难免出错，所以有一个简单的客户端与负荷预测系统对接，与交易中心进行信息交换和报送状态确认，也是有必要的，虽然远不如发电厂那么复杂。
但是无论作为发电厂还是售电公司来讲，中长期合约的签订还是需要双方对未来价格预期达成一致才能成交，那么买卖双方都应该有一个决策依据，也就是对未来节点电价的预测，这个是仿真系统可以提供的，为双方都可以提供一定的预测能力，况且对于售电公司来讲，这个预测能力对于零售客户谈判以及零售产品的研发是至关重要的。
另外，合约与现货的结算规则也是非常复杂的，几乎难以想象没有系统的帮助下人工可以每天都把结算完全搞定来跟交易中心对账。
问题二：怎么解决峰谷平的问题?
专家A：日前和实时市场出清结果自动形成不同时段(15分钟)节点电价，不仅反映峰平谷时段不同的电力供需关系，同时反映不同节点电价差异。
专家B：用电峰谷平情况会通过节点电价有效的反应出来，用电高峰地区必然会出现高电价。1. 迫使用户改变自己的用电计划。2. 促进电网建设。3. 指导电源投资。
问题三：现货交易前需收集哪些信息，相关的获取渠道有哪些?
专家A：支持现货交易的基础是准确掌握自身竞价机组的变动成本数据，包含起停机成本、实时零负荷成本和边际成本曲线。此外，需要做短期节点电价预测，通过市场仿真进行电价预测需要掌握电网结构、机组和线路检修计划、负荷预测、以及全网外部机组的标煤耗和燃料价格信息等。获取信息的渠道主要是交易中心发布的信息以及燃料市场信息。
专家B：
1. 该地区现货交易规则
2. 理解现货合约的作用
3. 对于发电企业需要理解、制定利用小时数与发电计划在现货交易中是无用的。弄清楚自身机组成本是重中之重
4. 获取信息的渠道：交易中心、主流媒体
专家C：这个对于发电厂和售电公司来讲是不一样的，对于市场初期，售电公司只报量不报价，那么对于批发市场的交易，特别是现货阶段的交易，售电公司只要预测好自己的负荷就行了，那么最需要收集的信息就是每个用户的用电数据、生产计划等所有与单个用户负荷预测相关的数据。
对于发电厂来讲，报量又报价，所以关注的内容就会多一些，现货报价来讲最需要关注的就是机组的等微增成本，此外还可以对节点电价作出一定程度的预测，这就需要统调负荷预测、母线负荷预测、A类机组出力预测、外来电预测、竞争机组检修计划、开机容量、电网检修计划等等，有些交易中心会公布，有些就需要自己收集了。
最重要的一点是，如果只关注现货交易，就会忽略对买卖双方利益影响最大的一块：中长期合约。中长期合约签的好，收益就会有保障，中长期合约的基础是对未来价格的预测，也就是对未来时段现货出清价格的预测，除了上述现货交易关心的数据之外，额外还需要关心更多数据，比如燃料价格的预测等等。
这些数据的获取渠道无非就是交易中心公开的、自己收集的、或者某些交易辅助决策系统服务商已经收集了很多数据，会提供较为准确的预测和决策依据。
问题四：现货市场没实际开展的情况下，中长期合约价格怎么签?
专家A：在现货市场开展初期没有任何历史数据，中长期合约的签订存在很大的盲目性，出于电力营销价格的连续性考虑，多数市场主体会参考过去的标杆电价、用户目录电价以及现行市场价格水平。
专家B：这个时候无法利用仿真系统来预测未来现货的市场出清价，中长期合约买卖双方估计会参考以往中长期物理市场的成交价格，或者基于对未来燃料价格的预测而达成某一种价格的共识，或者索性无法达成共识转而少签合约，或者逐步观察市场逐步合约建仓，或者初期索性依赖于现货市场成交来摸索规律。
问题五：现货交易价格为统一出清，如何制定报价策略?
专家A：1.发电侧最优报价策略为按变动成本要素报价，含起停机成本、实时零负荷成本和边际成本曲线;
2.购电侧首先须预测全天每个时段(15分钟)刚性负荷和价格响应负荷的水平和比例关系，通常刚性负荷占90%以上，其次是预测不同价格水平下的各类价格响应负荷的比例。刚性负荷部分按最高价申报。对于广东初期市场，购电侧只报量不报价，所有申报量均为刚性负荷，因此只需预测购电负荷。
专家B：1.现行广东规则，发电侧报量、报价，用电侧只报量、不报价;
2.发电侧按照自己的机组成本报价，收益最大。长期来看不存在博弈的可能。
专家C：对于发电厂来讲最优策略就是围绕等微增成本来报价，如果未来对于节点电价的预测足够准确，也可以贴近预测来报价以获得更好的收益。
问题六：正式的现货交易规则未出台前，发电企业与售电公司需做哪些前期准备工作?
专家A：1.理解掌握现货市场的运作原理;
2.发电侧按照现货市场对发电成本结构的要求进行细化的变动成本分析，构建火电机组零负荷标煤耗和边际标煤耗曲线数据库;
3.购电侧须对零售负荷成分进行分析，掌握刚性负荷和价格响应负荷的比例关系。对于广东初期市场，只需做好负荷预测工作。
专家B：学习规则、研究规则，特别是把结算学习好。电厂做好每台机组等微增成本的测算，售电公司做好代理用户的负荷预测。
问题七：现货价格受外部因素影响较大，如何控制风险?
专家A：1.提前签订合理的量和价的合约规避现货市场风险;
2.依照准确的发电变动成本报价，优化现货市场竞价效益。
专家B：通过中长期合约来对冲风险，提高预测能力，签订更好的中长期合约。
问题八：对于集团来讲，风水火光要如何配合来应对现货?
专家A：在现货市场中，不同的电源均是通过每个个体的市场效益最大化来实现一个区域内集团效益最大化的，通常不存在通过互相协调，牺牲局部利益换取全局更大利益的可能，除非企图通过市场力控制市场价格。风水火光各自有不同的现货市场竞价策略。
专家B：这与当地的规则相关，在广东市场初期，风电等不参与市场，就无法考虑这个问题。在甘肃这些省份，规则还没明确，但是已经有富余新能源的日前增量现货交易，未来现货规则出台之后，是有一定的想象空间的。
问题九：在新的中长期合约中可以多种交易方式并行的，若发售一体型公司垄断大部分长期合约(线下双边)，再通过线上集中交易来控制供需，并在日前市场通过电厂做到价格的控盘来达到全电量价格最适比，请问独立的售电公司怎么做?
专家A：现货市场中合约是金融合约，不同于现行市场的物理合约。金融合约是通过现货市场出清兑现实现差价结算。签订金融合约的购售电双方在现货市场兑现完成后，必定是一亏一赢，不存在双赢的可能。因此，发售一体型公司内部发电和售电公司签署合约不是最优市场策略。此外，现货市场是独立运作的与合约交易没有任何关系，因此不存在发售一体型公司价格控盘的问题。
问题十：在现货状况下售电公司的盈利方式是什么?无论是政府层面，或是电力市场经济原理来分析售电业务都应该是低利润服务，在不具备定制化条件下或是条件比较差(只能委托第三方进行辅助服务)怎么获得盈利?
专家A：与其它商品的批发—零售的原理一样，在现货市场中，售电公司的盈利方式也是低价批发买电，相对高价零售给中小用户。由于现货批发市场存在价格波动的风险，因此签订合理的量和价的合约是保障售电公司盈利的基础。合约价格相当于期货价，是以交易周期内现货市场价格预测为基础的，需要通过信息化手段预测获得。
问题十一：没有专业的数据分析团队，只能寻求第三方合作，又增加不少成本，售电是不是进入了高风险高技术的公司发展方向?
专家A：在任何现货市场中，配售电环节都是风险最大，因为要面对批发和零售两个市场。售电公司尤其需要专业的业务咨询和信息化服务来面对复杂且持续不间断运行的现货市场。