2025电力现货市场交易仿真模拟

2025电力现货市场仿真模拟仿真主要逻辑与功能介绍•

平台简介•

资产分析年度分月合同集中竞价•

浏览与分析：分钟•

市场披露信息分析•

现货电价预测模型

、

中长期差价合约交易策略•

申报：分钟月度挂牌•

浏览：分钟•

交易申报：分钟第1日

日滚动•

浏览：分钟•

交易申报：分钟第1日

日前申报和出清•浏览与交易申报：分钟•

日前出清结果浏览与分析第2日

日滚动•浏览：分钟•交易申报：分钟第2日

日前申报和预出清•浏览与交易申报：分钟•

日前出清结果浏览与分析结算报表浏览与分析•结算数据分析•选手策略复盘与评价仿真流程机组信息物理信息•额定容量•爬坡率•最大/最小稳定技术出力

•节点经济信息•长期固定成本•煤耗系数（

二次

、

一次和常数）•启动费用•二氧化碳和排放

•补贴用户信息物理信息•配电变容量

•

节点•典型日负荷曲线经济信息•零售电价•输电电价电网信息省间通道信息•输电容量•输电电价•拓扑结构省电网信息•电网拓扑结构•转移因子资产分析•

二次系数a一次系数

b•

空载煤耗c

发电出力x•

单位时间煤耗

=(a*x*x+b*x+c)•

单位时间煤耗成本

=(a*x*x+b*x+c)*煤价•

平均煤耗

=ax+b+c/x•

边际煤耗

=2ax+b•

单位时间变动成本

=(a*x*x+b*x)*煤价+（

二氧化碳+排污）

*x•

空载成本

=c

*

煤价煤耗及成本•

日总成本=

日运行成本+

日长期固定成本•单位时间变动成本

=单位时间燃煤成本+单位时间二氧化碳成本+单位时间排污成本•

日运行成本

=全日各时刻变动成本+全日各时刻空载煤耗成本+全日启动成本•边际成本

=（2*a*x

+b)*煤价+（

二氧化碳+排污）•平均变动成本

=(a*x+b)*煤价+（

二氧化碳+排污）•X

=300400

500

600

边际成本递增变化•平均固定成本

=（长期固定成本+空载成本）

/小时电量（平均出力）•平均成本

=平均固定成本+平均变动成本市场披露信息•

资产信息•机组主要参数

、机组数量和新能源机组典型日出力预测曲线；•用户合同主要参数

、用户数量和用户典型日负荷预测曲线；•

电网信息•

PTDF

、备用和稳定性极限•

燃料市场预测信息•

年度分月不同节点燃料价格预测•

系统负荷信息•

系统新能源和用电负荷典型日负荷曲线预测•

节点负荷信息•不同节点新能源和用电负荷典型日负荷曲线预测•

规则信息•

交易限价•

考核规则•

其他申报规则•

基于市场供求关系，

分析火电竞价空间需求和基于边际成本报价的假设机组报价曲线的

均衡关系；•

在此基础上，

考虑阻塞的影响；•

可以通过EXCEL表进行分析•

集中竞价，

买方报价低于预期现货价格全天均值，

卖方报价高于现货价格全天均值；•

分段报价兼顾成交概率与收益，

并进行风险管理；•

分段报价留出分段价差，

形成梯级报价策略；电价预测年度集中竞价基准策略集中竞价报价分时段市场•根据时段市场进行操作，注意时段从全天分解为峰平谷，再进一步分解为6段；组合空间•买卖方选择，发电可以有些机组买，有些机组卖；卖方报价•发电加仓或售电减仓；•如果当前市场价格高于预期现货价格，卖出；买方报价•售电加仓或发电减仓；•如果当前市场价格低于预期现货价格，买入；滚动撮合交易•

集中报价，

买方和卖方均报价和量；•

卖方报价从低到高排序；•

买方报价从高到低排序；•

按照排序依次进行买卖报价匹配，

如有价差（买方报价高于卖方报

价）

，

则成交，

成交价格在两个报价之间，

形成一个合同单位；•

未单独核定输配电价地区，

买卖双方按照价差（降价幅度）

报价，

若卖方幅度低于买方幅度，

则成交；•

单独核定输配电价地区，

买方报价扣除输配电价（含线损）

和附加

以后，

折算到发电侧的报价，

如果高于卖方报价，

则成交；电力市场中

的规则一般规则集中竞价交易•

SMP：

System

Marginal

Pricing,

系统边际电能电价出清，

现货市场（四川）

和中长期交易出清价格；•

LMP：

Locational

Marginal

Pricing,边际节点电价，

现货市场出清价（广东

、

山西等发电侧）；•

ZMP：

Zonal

Marginal

Pricing,边际分区电价，

现货市场出清价(Nord

Pool，

江苏和甘肃)；•

PAB，

Pay

As

Bid,按报价出清，

中长期电能量市场（云南）

和现货辅助服务市场（调频）；结算电价中长期现货目标：•

单边集中竞价（卖方报价和量，

买方申报量）

-->双边集中竞价•

双边集中竞价（买卖双方申报价和量）•

社会福利最大化或交易剩余最大化集中竞价双边集中竞价65.8供给报价曲线ce需求报价曲线2.82.52b

d

fQQE需求量i负荷用电负荷需求需求未中标机组最低价中标机组最高价单边集中竞价10

20

305.64050Oa现货市场中的集中竞价报价A13

45DE6C3

C4

D4

D51BB1

C1

C22C交易量A价差对高低匹配与成交电量确定•

市场成交价格时最后成交买卖报价平均值；•对于非边际主体来说

，报价与结算价格无关

，报价低（卖方）

或高（买方）

于边际价格成交；•对于边际主体来说，

结算价格与报价可能也有偏差，

比边际价格高（卖）

或低（买）；•在不能影响边际价格的情况下，

主体按照底线报价，

争取中标，

获得价格时平均价格结算可能获得的最优价格；•

市场集中度高

、

主体份额大或市场主体数量不多的情况下

，规则允许的情况下，

可能通过改变需求曲线影响边际

价格；

主体既要保证中标电量收益，

又要争取有利的边际价格；•理论上的最优价格，

最准确的价格信号；•供过于求时

，供求曲线不相交情况下（不做辅助线条件下）

，

由边际买方报价决定市场统一结算价格

；供不应求

时，

由边际卖方报价决定市场统一结算价格；统一边际价

格结算统一均衡价

格结算交易出清与结算价格—统一出清统一边际价格出清报价PEPE为统一边际价格1

2CBA3

45D成交量E6电力现货市场概念01中长期市场日前市场日内市场实时市场年/月/周度合同•

电量和合同•集中竞价/双边协商/挂牌/

连续竞价•

曲线或非曲线•典型曲线（基荷

、峰荷等）•实物或金融合同（

CFD）•金融合同（不排调度计划，

不偏差考核）•实物合同（排机组组合计

划

，偏差考核）日前多时段市场合同•基于运行日的前一日以天为

分时组织的电能交易，包括

96个时刻的市场联合出清；•运行日5分钟-15分钟一个出

清周期，半小时-1小时结算

周期；•节点边际电价出清（

LMP）、

分区边际电价和系统边际电

价出清；•基于日前负荷

、外送和优先

发电预测和机组报价；实时合同•提前15分钟-1小时发布未来15分钟或1小时4个15分钟

的出清结果，

以邻近的15分

钟为正式出清结果，其他时

段为预测；•基于实时负荷预测和新能源

出力预测；•

出清周期同日前；日内分时合同机或预

调度计划•基于日内负荷预测和新能源

出力预测；•

日内固定周期，如1小时或4

小时合同•提前1-4小时发布出清未来

1-4小时每隔5分钟-15分钟

的出清结果；•

,

出清周期同日前；•或者结算（蒙西）

，或者预

调度；现货市场•火电机组申报5-10段价和量，

开机费用，

空载运行费用，

最小技术出力部分不申

报；•

可再生能源或自计划机组申报96点负荷；•

用户和售电公司申报24点或96点负荷；发电报价启动成本(元/启动一次):80000（核定）最小经济出力(MW):500空载成本(元/h)28354（核定）最大经济出力(MW):1000电能边际成本229（核定）厂用电5%电能递增报价MW500-600600-750750-1000元/MWh230300400第一段第二段第三段第四段第五段#1机组负荷区间165—180180—220220—250250—310310—330上报电价0120190250400日前市场申报SCUC和SCED02•

Security-Constrained

UnitCommitment•

满足电力系统安全约束的条件下，

以社会福利最大化为优化目标，

制

定分时段机组发电开停计划。•

Security-Constrained

Economic

Dispatch•

满足电力系统安全约束的条件下，

以社会福利最大化为优化目标，

制

定分时段机组发电出力计划。安全约束经济调度SCED安全约束机组组合SCUC电力现货市场基本概念•

系统平衡约束；•机组最小最大出力约束；

（基于最小技术出力和容量，

按调频中标和备用约束调整）•机组爬坡约束；•

断面和线路潮流约束；•备用容量约束；

（正负备用容量，旋转备用）•

最小连续开（停）

机时间和最大启停次数约束；约束条件SCUC和SCED目标函数：与计划机制下的经济调度区别•计划经济调度基于成本调度，

强制性；•

市场经济调度基于市场主体报价，

激励相容；•SCUC主要确定机组开停方式；•

SCED主要确定出力和节点电价；•发电总成本最小化日前（实时）市场出清模型（SCUC和SCED）•某时刻火电负荷空间

=某时刻系统用电负荷-某时刻系统风电最大出力l

正备用和负备用•某时刻正备用

=

开机机组最大出力之和-

系统用电负荷•最小开机容量（新能源机组最大出力+火电容量）•

正备用大于最小正备用••

某时刻负备用

=

系统用电负荷

-

开机火电最小出力之和•

最大火电开机容量•

负备用大于等于最小负备用系统火电空间与备用、开机容量•定义•在当前最优交易（调度）计划基础上，在特定节点增加单位用电（负荷）

电

量增加的系统发电成本。•

PJM现在•节点边际电价=系统边际电能价格+边际阻塞价格+边际网损价格•

国内集中式模式和PJM2006年以前•节点边际电价=系统边际电能价格+边际阻塞价格边际网损电价节点边际电价

LMP（

Locational

Marginal

Pricing）边际阻塞电价系统边际电能价格SMP•为平衡约束拉格朗日乘子，是系统平衡节点用电边际成本；•某节点增加单位用电增加的阻塞输电通道机会成本；•某节点增加单位用电给电网增加的损耗电能成本；节点边际电价LMP机组报价低谷需求曲线D高峰需求曲线D未中标机组最低价中标机组最高价因为约束出力下限约束成交因为约束出力上限约束未成交现货集中竞价中的约束出清未中标机组最低价中标机组最高价因为约束出力下限

约束成交现货集中竞价中的约束出清-考虑优先成交和强制成交电量因为约束出力上限

约束未成交功率传输转移分布因子Ptdf和潮流计算PTDF矩阵•PowerTransfer

Distribution

Factor;•反映了节点注入功率与线路潮流的关系，行表示线路，

列表示矩阵；Ptdf的i行j列的元素•表示j节点的单位功率变化在i线路上引起的潮流变化；Ptdf是直流潮流法的主要计算参数。Ptdf中某列元素全部为0，•表示该节点为系统松弛节点或平衡节点(Slack

Bus)。平衡节点•设置具有随意性，可能会改变电价；Ptdf可以适当变型，•如有两台机组都是同一节点，则对应的列元素均一样。

直流潮流法和平衡节点假定节点发电功率流向平衡节点（松弛节点slack

bus）

,节点用电

功率均来自于平衡节点；在PTDF中，平衡节点对应的一列元素均为0；节点用电功率可以看成是负的发电功率，如4节点的用电功率为4MW，则此用电功率引起的线路3的增量潮流为：（-4）*（

-

0.194）•

潮流计算•

1.节点发电功率数组A•

2.Ptdf转置得到PTDF01•

3.选择潮流计算结果区域（24*41）•

4.输入“

=mmult(A,PTDF01)”•

5.输入”CTRL

+SHIFT+ENTER”运用EXCEL计算潮流

Δx1

×0+(1-Δx1)×(-0.5429)-1×(-0.6698)

=

0

31

.Δx

=

1-Δx

=

1

233744节点电价：0.642828*506+0.357172*407

=442.36PTDF2节点电价形成原理：2节点增加1MW用电，Δx1为1节点机组调

整出力，Δx3为3节点机组调整出力；2节点电价：1.2338*506+(-0.2338)*407

=529.14

阻塞管理：Δx1为1节点机组调整出力，Δx3为3节点机组调整出

力

，

∆PL1为L1的潮流越限量。5节点电网阻塞管理与节点电价•

负荷波动•

新能源出力或优先发电出力•

机组报价•

电网通道阻塞•

机组开停机方式•

外送外来曲线变化•

机组爬坡率节点电价影响因素两结算系统（日前市场+实时市场）03•

情景1•设某时刻日前电价为100元/MWh，实时电价为120元/MWh。•日前买入50MWh,实时用电量为0。•成本=50*100+（0-50）*120=（

100-120

）*50=-1000元。•

相当于用户多买•

情景2•设某时刻日前电价为100元/MWh，实时电价为80元/MWh。•日前卖出50MWh,实时发电量为0。•收入=50*100+（0-50）*80=（

100-80

）*50=1000元。•

相当于发电公司少发；目前，

国内的虚拟交易只局限于主体特定的交易方向，如在日前市场，

买方多买少买，卖方多卖和少卖；在PJM，非发电

、用电和售电参与，买空卖空；在PJM，发电也可以日前进行虚拟买电，售电和用户可以虚拟卖电；偏差结算与虚拟交易举例日前实时市场关系•日前市场电价高于实时电价；

日前市场电价低于实时电价；•

影响程度：一般0-5%负荷；

比较严重：5-10%负荷；•

严重：10-15%负荷；

非常严重：15-20%；售电公司•

实时价高：

日前多报，偏差量日前买实时卖；•

实时价低：

日前少报，偏差量实时出清；新能源•

实时价高：

日前少报，偏差量实时卖；•

实时价低：

日前多报，偏差量日前卖实时买；日前实时偏差套利策略现货市场下的中长期差价合约04若P<P0,买方补卖方E0

×（

P0-P）若P>P0,卖方补买方E0

×（

P-P0）若P<P2,买方补卖方E0

×（

P2

-P）若P>P1,卖方补买方E0

×（

P-P1）现货市场电价P电价P若P<P0,买方补卖方E0

×（

P0

-P）若P>P0

,卖方补买方E0

×（

P-P0）封顶价P1封底价P2时间封顶价P0时间单向封底差价合约(Floors)单向封顶差价合约（

CAPs）封底价P0时间合同价P0时间限定区间价交易合约双向差价合约电价P电价P•用户A和发电公司B月前签订差价合约为200元/MWh，

1小时合约量为100MWh

。某日第10小时的日前市场价格为250元/MWh，用户A该小时成交电量为150MWh，发电公司B成

交130MWh。•用户A电费=150*250-（250-200）*100=250*（150-100）

+200*100；•

发电公司B收入=130*250+（200-250）*100=250*（130-100）

+200*100；计算方法举例•

卖方差价合约收益=（差价合约价格-现货市场价格）

*合约量•

买方差价合约收益=（现货市场价格-差价合约价格）

*合约量差价合约CFD举例标准交易合约示例•

基荷

Base•

24小时

(0h

to

24h)•

周一到周五•

峰荷

Peak•12小时

(8点到20点)•

周一到周五•

非峰荷Off-Peak•12小时

(0hto8h

+

20h

to

24h)

周一到周五•

24小时

(0hto

24h)

周六到周日•

英国远期交易标准合约•EFA

，Electricity

ForwardArrangement•Each

EFA

day

starts

at

23:00

(Settlement

Period

47)•

EachEFAblockis

4

hoursin

duration

(8

SettlementPeriods)1

2

3

4

5

6

7

8

91011121314151617181920212223241234567891011121314151617181920212223241

2

3456789101112131415161718192021222324边际成本报价策略05总煤耗=R

coat=ax2+bx+c=0.0601x2+228.57x+26824

边际煤耗=Mar

gixai

coat=2ax+b=2x0.0501xx+228.57

边际成本=MC=(2ax+⃞)x煤价+非燃边际成本煤电煤耗与边际成本•按照边际成本报价，

最

优出力，

最大化利润;•低于边际成本报价，

出

力低于最优出力，

增加出

力可以增加利润；•高于边际成本报价，

出

力高于于最优出力，

减少

出力可以增加利润；产品价格

PP边际收入=节点电价xx边际收益=节点电价-边际成本结算报表分析06•公司月度结算•公司月度利润组成，包括总利润

、

中长期合约收益

、现货利润和中长期合约考核费用；•从公司层面厘清各条目的主要差距，一般主要因素按照重要性排序分别为：

中长期合

约收益

、考核费用和现货利润；•机组（用户）

多日结算•按照机组（用户）

类型，对各机组月度2日进行结算分析；•对于机组，主要观察机组两日机组开停策略带来的总利润差异；结算报表结构•

机组（用户）

单日结算•按照机组（用户）

类型，

对各机组月度某日进行结算分析；•从差价合约收益

、

结算电价

、

中标电量

、

边际成本

、

启动成本

、

空载运行成本等因素分析机组利

润形成；•

可利用排序图对某项指标进行排序对比；•

电量

、

收入和成本等指标来自于时刻结算结果；•

主要分析全日差价合约收益分布情况及决定因素；•

主要分析机组调度曲线有效性

、

开停机合理性和运行补偿影响等影响现货利润的主要因素；•

可以分析不同类型机组的收益情况；•

机组（用户）

时刻结算•分析单一时刻结算情况，

包括日前电量

、

实时电量

、

合约电量

、

合约结算

、

日前收入和实时收入

等

，

是机组单日结算的基础；•

可以对机组中长期交易进行复盘，

包括各时刻合约量和价形成过程（包括年

、

月和日）

，

准确分

析合约对冲套利情况，

是中长期合约收益分析的基础数据；结算报表结构l

出清电价与结算电价•

日前出清和实时出清节点电价都是15分钟节点电价；•

发电量（日前或实时）

按照小时节点电价结算；•小时节点电价：

4个15分钟节点电价的算数平均值；•售电公司购电量（日前或实时）

按照小时用户加权节点电价结算（统一结算价或售电统一节点电价）••

假设：•

用户节点为节点1和节点2•小时用户加权节点电价

=（节点1小时用电量*节点1小时节点电价+节点2小时用电量*节点2小时节

点电价）

/（节点1用电量+节点2用电量）结算电价中长期合约结算•发电中长期小时合约收益

=（中长期小时合约均价-日前小时统一结算价）

*中长期小时合

约量•售电中长期小时合约收益

=（日前小时统一结算价-中长期小时合约均价-）*中长期小时合

约量•发电中长期峰荷合约小时收益

=（峰荷中长期小时均价-日前峰荷统一结算价均价）•峰荷单位合约电量小时收益

=（452.49（420）

-371）分时结算•

省内日前收入

=省间日前电量*省间电价•

省内日前收入

=省内日前电量*

时刻节点电价•

实时偏差收入

=（实时电量-省内日前电量-省间日前电量）*（实时电价）•

变动成本

=

时刻平均变动成本*

时刻结算电量公司考核成本•

月度考核电量

=

max{（月度实际发电量*0.5-月度中长期合约电量）

，0}•

月度中长期偏差考核费用

=

max{1.5*(日前统一结算价均价-中长期合约均价)*月度考核电量，0}•

总利润

=现货利润+CFD（中长期合约）收益–中长期偏差考核费用•

现货毛利

=

日现货收入（省内日前收入+省间日前收入+全日实时偏差收入）

-全日变动成本•

启动补偿收益

=

启动补偿费用–

启动补偿成本•

补偿前现货运行收益

=现货电能量毛利

+启动补偿收益–

空载成本•

补偿后现货运行收益=补偿前现货运行收益

+运行成本补偿•

现货利润

=补偿后现货运行收益-长期固定成本机组全日结算发电公司结算•省间日前收入

=省间日前电量*省间电价=15*343=5145•省内日前收入=省内日前电量*省内电价•实时偏差电量收入

=（实时上网电量-省间日前电量-省内日前电量）*省内实时电价•

现货电能量收入

=省内日前收入+实时偏差收入•启动补偿收益

=

启动补偿费用-

启动补偿成本

=0-0

=0•=45844.46+0-116955.48

=

-71111.02•

机组利润

=现货利润+CFD（中长期合约）

收益•=

-299939.38--7845.82

=

-307785.2•

补偿后现货运行收益

=补偿前现货运行收益

+运行成本补偿

=

-71111.02+71171.65

=60.62•

现货利润

=补偿后现货运行收益-长期固定成本

=60.62-300000

=

-299939.38•现货电能量市场毛利

=

日现货收入

-全日变动成本

=

1513602.76

-

1467758.3

=45844.46•

补偿前现货运行收益

=现货电能量市场毛利

+启动补偿收益-

空载成本月度考核电量

=

max{（月度实际发电量*0.5-月度中长期合约电量）

，0}=(57326.9801*0.5-27576)=1087.4901月度中长期偏差考核费用=

max{1.5*(日前统一结算价均价-中长期合约均价)*月度考核电量，0}=1.5*（458.66-441.15）*1087.4901=28562.93分时刻结算：合约套利+电能量收入时刻日前费用

=

时刻日前电量*

时刻日前统一结算电价时