电力现货市场基础

电力现货市场基础电力现货市场基础简介市场出清与节点电价火电发电机组成本与报价售电公司负荷预测与现货结算01电力市场什么是电力市场？是电能生产者和消费者通过协商、竞价等方式就电能及其相关产品进行交易，通过市场竞争确定价格和数量的机制。成功有效的电力市场是将市场手段引入到电力系统安全运行中，保证系统安全运行的同时，令系统更经济高效运行，可看做是经济学与电力系统知识的有机融合。电力市场经济学电力系统基本知识发电输电配电售电电力市场的市场结构撤销电力部成立国家电力公司1998年“5号文”第一次电改厂网分离2002年“9号文”第二次电改放开售电侧2015年单一买方批发/零售竞争纵向一体全产国

业家

链电

计力

划公

性司一体化五大发电集团各类资本发电厂国家电网、南方电网输配售一体化增量配网

社会资本进入市场化用电各类售电公司五大发电集团各类资本发电厂国家电网、南方电网、蒙西电网严格监管下自然垄断存量配网地市供电局计划性用电镇街供电所交易路径发电厂A发电厂B发电厂C交易中心电网企业计划性用户售电公司大用户市场化用户政府定价上网电价、销售电价政府定价计划性发电、输配电价、计划性用电，由政府定价；市场化发电、用电价格，由市场形成现货市场定义什么是现货市场？

日前及更短时间内的电力产品交易的市场，要求在组织市场交易时考虑供需平衡和安全约束。所有的中长期电能双边交易，都需要到现货市场上进行交割执行，在保障安全的前提下形成次日的发电计划安排。多数国家定义为日前+实时市场，欧洲国家（如北欧、英国）扩展至周内市场。电力市场的组织必须尽量贴近实时，紧密跟踪电力系统的运行状态与可能出现的变化电力系统负荷以日为单位呈周期性变化，并受天气等因素影响较大，日前和日内预测才能保证较小的误差风电、光伏和径流式水电在日前甚至当日预测才较为准确改变机组的运行状态，调整设备的检修计划，往往也需要以天为单位电力现货市场基础简介市场出清与节点电价火电发电机组成本与报价售电公司负荷预测与现货结算02现货市场出清现货市场出清：在考虑各类约束条件的前提下，优先调用报价最便宜的发电机组。约束条件包括：线路热传输极限发电机运行约束备用要求调频要求……G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh无传输容量约束负荷AB现货市场出清无阻塞200MW400MW负荷为200MW时，G1可以满足全系统负荷需求，G1中标200MW，G2不中标。负荷为400MW时，系统负荷不能完全由G1提供。G1中标300MW，G2中标100MW。G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh传输容量：100MW负荷A现货市场出清线路阻塞200MW

B线路发生阻塞时，负荷不能完全由G1提供。G1中标100MW，G2中标100MW。G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB最大爬坡速率

40MW/15min11:00，200MW11:15，300MW无传输容量约束现货市场出清爬坡约束11:00时，G1可满足系统负荷，G1提供全部电能200MW。11:15时，G1最多只能增加40MW出力，而系统负荷增加了100MW。G1中标240MW，G2中标60MW。现货市场出清G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB最小技术出力100MW无传输容量约束350MWG1不能满足全部负荷，需调用高价机组G2。由于G2机组存在最小技术出力约束，调用G2必须至少达到其最小技术出力。G2中标100MW，G1中标250MW。最小技术出力约束G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB必开机组必开最小出力100MW无传输容量约束现货市场出清必开机组250MWG2必开最小出力优先满足，剩余发电能力按照报价参与出清。G2报价高于G1，剩余的负荷应由G1提供。G2中标100MW，G1中标150MW。G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.35元/kWh负荷AB必开机组必开最小出力100MW无传输容量约束现货市场出清必开机组250MWG2必开最小出力优先满足，剩余发电能力按照报价参与出清。G2报价低于G1，剩余的负荷应由G2提供。G2中标250MW，G1不中标。节点边际电价（

分区边际电价）：指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本。简称“节点电价”。日前市场、实时市场均采用节点电价定价机制。节点电价++节点电价=分区边际电价系统电能价格阻塞分量网损分量系统电能价格++节点电价=分区边际电价系统电能价格阻塞分量网损分量系统电能价格在当前的调度运行方式下，系统参考节点的增量能量价格系统电能价格是在系统参考节点增加增量负荷所造成的边际成本系统电能价格不包含阻塞分量及网损分量每一个节点的系统电能价格均相同（无地区差异）注：在计算节点电价时，系统的增量负荷在参考节点进行平衡阻塞分量++节点电价=分区边际电价系统电能价格阻塞分量网损分量阻塞分量表示生效约束条件的阻塞价格若约束不生效，则阻塞分量为0若系统存在约束，不同地区的阻塞分量不同通过影子价格计算得到用于阻塞定价负荷侧支付阻塞费用发电商收取阻塞费用阻塞分量当约束出现时：传输限制阻碍了下一个最低成本发电机组的使用靠近负荷中心的更高成本的机组被调用以满足需求阻塞成本可以表述为“安全约束下的再调度成本”当节点处于约束上游（增加出力会加重阻塞）阻塞分量为负机组得到负的收益当节点处于约束下游（增加出力会减轻阻塞）阻塞分量为正机组得到正的收益边际网损分量++节点电价=分区边际电价系统电能价格阻塞分量网损分量网损分量表示边际网损的价格。根据边际网损灵敏度定价。边际网损灵敏度是指节点上由于电力注入的小幅增加而造成系统损耗增加的百分比。通过网损惩罚因子计算。不同地区间存在差异用于网损定价负荷侧支付网损费用发电商收取网损费用边际网损分量当节点远离负荷时（增加出力会增加网损）边际网损为负机组收益为负当节点靠近负荷时（增加出力会降低网损）边际网损为正机组收益为正系统电能价格阻塞分量网损分量节点电价节点电价计算===系统电能价格节点对线路的灵敏度线路约束影子价格网损灵敏度因子系统电能价格影子价格影子价格：约束生产的某一项资源增加一个单位，对生产目标函数的造成的变化。反映生产处于某种最优状态下的资源稀缺程度。约束资源数量总收益员工数量3001000万元生产线数量10广告投放数量20约束资源数量总收益员工数量3011000万元生产线数量10广告投放数量20约束资源数量总收益员工数量3001100万元生产线数量11广告投放数量20约束资源数量总收益员工数量3001050万元生产线数量10广告投放数量21影子价格

100万元稀缺约束不生效约束稀缺约束影子价格

50万元影子价格

0万元例如：手机生产商，不同约束资源的影子价格电能量市场中：负荷平衡约束对应的影子价格反映电力平衡的稀缺程度——系统电能价格。在系统参考节点增加1MW负荷后，目标函数的变化量。（影子价格>0）线路传输容量约束对应的影子价格反映输电资源的稀缺程度——用于计算阻塞分量。线路传输极限增加1MW后，目标函数的变化量。（影子价格<0）影子价格反映了提高传输容量极限值可以节省的成本。影子价格定义：在某节点增加1MW注入，同时在参考节点增加1MW流出（保证系统负荷平衡），对某条线路的潮流产生的影响（需考虑潮流方向）。灵敏度G2G1负荷AB潮流正方向为A→B参考节点A节点对线路的灵敏度：A注入1MW，B流出1MW，在线路AB上产生正向潮流1MW，𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=&

。B节点对线路的灵敏度：B注入1MW，B流出1MW，在线路AB上不产生潮流，𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=(。两节点算例（不考虑网损）G2G1报价0.4元/kWh报价0.5元/kWh负荷AB最大发电容量300MW200MW↑↑200MW潮流：200MW传输容量：300MW系统电能价格=0.4元/kWh（系统负荷平衡约束的影子价格，在参考节点平衡1MW增量负荷所需的成本为0.4元/kWh）最大发电容量300MW线路潮流约束的影子价格：此时线路未达到约束限值，松弛线路的传输容量对目标函数无影响（都是G1提供所有负荷），此时线路潮流约束影子价格为0。节点对线路的灵敏度：𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=1,𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=0𝐿𝑀𝑃𝐴

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=0.4+0×1=0.4𝐿𝑀𝑃𝐵

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=0.4+0×0=0.4节点电价计算约束不生效参考节点DFAXA

1，DFAXB

0节点电价计算两节点算例（不考虑网损）G2G1报价0.4元/kWh报价0.5元/kWh负荷A最大发电容量300MW100MW↑↑200MW潮流：100MW传输容量：100MW最大发电容量300MWB

100MW↑↑约束生效系统电能价格=0.5元/kWh（系统负荷平衡约束的影子价格，在参考节点平衡1MW增量负荷所需的成本为0.5元/kWh）线路潮流约束的影子价格：此时线路达到约束限值，松弛线路约束1MW，便宜的G1机组便可以替代G2机组多发1MW，目标函数的减小量为（0.4－0.5），线路约束的影子价格为-0.1元。节点对线路的灵敏度：𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=1,𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=0𝐿𝑀𝑃𝐴

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=0.5+−0.1×1=0.4𝐿𝑀𝑃𝐵

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=0.5+−0.1×0=0.5参考节点DFAXA

1，DFAXB

0节点电价计算惩罚因子惩罚函数的作用：确保出清计算能够找到可行解，极端情况下允许潮流约束越限惩罚因子M为一个很大的正数，如果约束越限（SL>0），将给目标函数值带来很大的惩罚优化目标是目标函数取最小，如果必须突破约束，也能找到越限量最小的优化结果通过对越限线路/断面的分析，便于分析人员定位存在问题T

SL

𝗁

lN

NL

T

NS

Tmin

U

M

SL

M·

SL

SL

𝗁Ci,t

(Pi,t

)

Ci,t

l

𝗁

s

si

1

t

1

l

1

t

1

s

1

t

1机组发电费用机组启动费用线路潮流约束越限量断面潮流约束越限量约束越限目标函数两节点算例（不考虑网损）G2G1报价0.4元/kWh报价0.5元/kWh负荷A最大发电容量300MW200MW↑↑500MW潮流：200MW传输容量：100MW线路潮流约束的影子价格：此时线路超过约束限值，目标函数中的惩罚函数生效，越限量为100MW。松弛线路约束1MW，越限量可以减少1MW，变为99MW。因此，此时目标函数变化量为-M×1，影子价格为-M。若M取1000元/MWh，则影子价格为-1元/kWh。节点对线路的灵敏度：𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=0,𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=−1𝐿𝑀𝑃𝐴

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐴

=0.4+−1×0=0.4𝐿𝑀𝑃𝐵

=𝑆𝑀𝑃+影子价格×𝐷𝐹𝐴𝑋𝐵

=0.4+−1×(−1)=1.4最大发电容量300MWB

300MW↑↑节点电价计算约束越限两节点算例（不考虑网损）系统电能价格=0.4元/kWh（系统负荷平衡约束的影子价格，在参考节点平衡1MW增量负荷所需的成本为0.4元/kWh）参考节点DFAXA

0，DFAXB

-1G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB最大发电容量300MW205MW↑↑200MW网损5MW传输容量：300MW用户侧收取电费：0.4×200=80发电侧支付电费：0.4×205=82由于输配电价中已经包含了网损，因此在节点电价不考虑网损分量的情况下，该部分差额由电网公司承担。节点电价计算电费差额：80－82=－2两节点算例（考虑网损）若节点电价不包含网损分量：LMPA

LMPB

0.4元/kWhG2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW负荷AB最大发电容量300MW205MW↑↑200MW网损5MW传输容量：300MW网损惩罚因子：𝑃𝑓𝑖系统网损变化某节点注入功率变化的同时，在参考节点平衡的功率变化量参考节点网损惩罚因子为1报价0.5元/kWh节点电价计算机组报价×网损惩罚因子→调整报价，增加出力系统网损减少，Pfi<1，机组调整报价降低，竞争力提高，增加出力系统网损增加，Pfi>1，机组调整报价提高，竞争力下降参考节点𝑃𝑓𝑖

=1

−1∆𝑃𝐿∆𝑃𝑖𝐴𝑃𝑓

=

1

1–5205=1.025𝑃𝑓𝐵

=

1两节点算例（考虑网损）G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW负荷AB最大发电容量300MW205MW↑↑200MW网损5MW传输容量：300MW网损惩罚因子：𝑃𝑓𝑖系统网损变化某节点注入功率变化的同时，在参考节点平衡的功率变化量参考节点网损惩罚因子为1报价0.5元/kWh网损分量=系统电能价格×网损灵敏度因子A节点网损灵敏度因子：-0.02439B节点网损灵敏度因子：0网损灵敏度因子计算得：节点电价计算参考节点𝑃𝑓𝑖

=1

−1∆𝑃𝐿∆𝑃𝑖𝐴𝑃𝑓

=

1

1–5205=1.025𝑃𝑓𝐵

=

1两节点算例（考虑网损）

1

−

1

=

−

∆𝑃𝐿𝑃𝑓𝑖

∆𝑃𝑖G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW负荷AB最大发电容量300MW205MW↑↑200MW网损5MW传输容量：300MW报价0.5元/kWh节点电价计算两节点算例（考虑网损）𝑃𝑓𝐴

=11&5()5=1.025𝑃𝑓𝐵

=

1参考节点修正后的报价𝐶𝐴=0.4×1.025=0.41𝐶𝐵

=

0.5×1

=

0.5修正后的系统电能价格SMP=0.41节点电价=系统电能价格+系统电能价格×网损灵敏度因子𝐿𝑀𝑃

=

0.41

+

0.41×

−0.02439

=

0.4𝐴𝐿𝑀𝑃𝐵

=

0.41

+

0.41×0

=

0.41用户侧收取电费：0.41×200=82发电侧支付电费：0.4×205=82（考虑网损分量后，电费实现平衡）物理意义在节点B增加单位负荷，需要A级组提供1.025MW（数值上等于网损惩罚因子）的出力来进行平衡，因此B节点的节点电价最终等于A机组的价格乘以网损惩罚因子。G2G1报价0.4元/kWh报价0.5元/kWh负荷AB最大发电容量300MW100MW↑↑200MW最大发电容量300MW102MW↑↑网损：2MW

潮流：100MW传输容量：100MW修正后报价

CA=0.4×1.02041=0.40816CB=0.5×1=0.5B为参考节点，SMP=0.5元/kWh线路影子价格：线路输送能力增加1MW，A机组可多发1MW，网损0.02MW，B机组少发0.98MW。影子价格=1×0.4－0.98×0.5=－0.09机组报价网损惩罚因子修正报价系统电能价格网损灵敏度网损分量线路影子价格DFAX阻塞分量节点电价A0.41.020410.408160.5-0.02-0.01-0.091-0.090.4B0.510.50.500-0.09000.5节点电价计算约束生效两节点算例（考虑阻塞、网损）参考节点案例：5节点传输网络EABC300

MW14435548342230

MWThermal

Limit200

MW$40/MWhSundance300

MWDispatched111

MWSolitude520

MW$30/MWhDispatchedat

600

MWBrighton600MW$10/MWhDispatch

Solution

Ignoring

Thermal

Limit258193300

MWPark

City100

MW$15/MWhDispatched

100MWAlta110

MW$14/MWhDispatchedat

110

MW节点电价计算System

Loads

=

900

MWSystem

Losses

=

15

MW案例：5节点传输网络EABC520MW$30/MWh600

MW$10/MWh300

MW300

MW110

MW2301781023083278100

MW196

MW224180101279SolitudeDispatchedat

196MWSystem

Loads

=

900

MWSystem

Losses

=

15

MWD230

MWThermal

Limit200

MW$40/MWhSundanceDispatchedat

509

MWBrighton509

MWActual

Dispatched

GenerationPark

City100

MW$15/MWhDispatchedat

100MWAlta110

MW$14/MWhDispatchedat

110

MW300

MW节点电价计算节点电价计算计算线路阻塞的影子价格以及各节点的阻塞价格Brighton-Sundance输电线230MW限制时的生产成本Brighton-Sundance输电线231MW限制时的生产成本机组MW价格空载生产成本机组MW价格空载生产成本Brighton50910$399.80$5489.80Brighton51210$399.80$5519.80Alta11014$100.00$1640.00Alta11014$100.00$1640.00Park

City10015$100.00$1600.00Park

City10015$100.00$1600.00Solitude19630$100.00$5980.00Solitude19330$100.00$5890.00Sundance040$100.00$0.00Sundance040$100.00$0.00915$14709.80915$14649.80影子价格=$14649.80-$14709.80=-$60.00节点输电线DFAX影子价格阻塞价格BrightonBrighton-Sundance0.307167-$60.00-$18.43AltaBrighton-Sundance0.199167-$60.00-$11.95Park

CityBrighton-Sundance0.199167-$60.00-$11.95SolitudeBrighton-Sundance0-$60.00$0.00SundanceBrighton-Sundance-0.16367-$60.00$9.82-LMP计算结果节点电价计算案例：5节点传输网络EABC520MW$30/MWhAlta110

MW300

MWPark

CityBrighton509

MW600

MW$10/MWh300

MW300

MW110

MW2301781023083278100

MW196

MW224180101279SolitudeDispatchedSystem

Loads

=

900

MWSystem

Losses

=

15

MWD230

MWThermal

Limit200

MW$40/MWhSundanceDispatchedat

509

MWActual

Dispatched

Generation100

MW$15/MWhDispatchedat

100MW$14/MWhDispatched

at110

MW$10$16.76$16.76at

196

MW$30$39.35节点电价计算G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB最大爬坡速率

40MW/15min11:00，200MW11:15，300MW11:00时，G1可满足系统负荷，G1提供全部电能200MW。11:15时，G1最多只能增加40MW出力，而系统负荷增加了100MW。G1中标240MW，G2中标60MW。G1已达到爬坡能力极限，无法提供增量负荷——此时系统定价机组为G2，LMP=0.5元/kWh。对于G1而言，LMP＞报价，但未达到最大出力。无传输容量约束节点电价案例爬坡约束G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB最小技术出力100MW无传输容量约束350MWG1不能满足全部负荷，需调用高价机组G2。由于G2机组存在最小技术出力约束，调用G2必须至少达到其最小技术出力。G2中标100MW，G1中标250MW。根据LMP定义：增加单位负荷时所造成的边际成本。G1尚有剩余发电能力，可以提供增量负荷——LMP为0.4元/kWh。G2不能参与市场定价。对于G2而言，G2被调度，但LMP＜报价。节点电价案例最小技术出力约束G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.5元/kWh负荷AB必开机组必开最小出力100MW无传输容量约束250MWG2必开最小出力优先满足，剩余发电能力按照报价参与出清。G2报价高于G1，剩余的负荷应由G1提供。G2中标100MW，G1中标150MW。根据LMP定义：增加单位负荷时所造成的边际成本。G1尚有剩余发电能力，可以提供增量负荷——LMP为0.4元/kWh。G2不能参与市场定价。对于G2而言，G2被调度，但LMP＜报价。节点电价案例必开机组G2G1报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大发电容量300MW报价0.35元/kWh负荷AB必开机组必开最小出力100MW无传输容量约束250MWG2必开最小出力优先满足，剩余发电能力按照报价参与出清。G2报价低于G1，剩余的负荷应由G2提供。G2中标250MW，G1不中标。此时，市场价格由G2确定，LMP=0.35元/kWh。节点电价案例必开机组电力现货市场基础简介市场出清与节点电价火电发电机组成本与报价售电公司负荷预测与现货结算03生产成本发电机组成本启动成本燃料成本（生产成本）空载燃料成本变动燃料成本固定成本发电机从停机状态开机到并网所产生的成本发电机维持同步转速、输出电功率为零所需要消耗的燃料成本发电机输出电功率所需要消耗的燃料成本在一定时期内基本不变的成本（如固定资产折旧、人工等）启动成本启动成本是与发电机组启动以及使发电机到达同步速率的相关成本。启动成本分为三种状态：热态温态冷态启动成本由启动燃料、燃料相关成本、性能系数、厂用电成本、启动维护成本以及额外的劳动成本决定。单位：元/次空载成本空载成本是每小时固定的成本，指以发电机组维持同步转速，且输出功率为零时的成本。类比——汽车发动，但未行驶时的成本。单位：元/小时生产成本燃料成本曲线平均燃料成本曲线总燃料成本曲线边际燃料成本曲线热耗率曲线描述在不同的出力水平下，生产单位电能量所消耗的平均成本单位：元/MWh输入-输出曲线描述在不同的出力水平下，生产单位电能量所消耗的总成本单位：元/小时边际曲线描述在当前出力水平下，在增加1MW单位出力所消耗的边际成本单位：元/MWh热

率曲线（平均燃料成本曲线）净输出MW热量输入MMBtu/Hr5015.902416011.8567531011.1637096841011.078756152511.0947238155011.10727273热耗率曲线描述了生产每MWh的电能所需消耗的 热量。一般来说，机组运行在最小技术出力时效率最低，随着出力增加效率提高。纵轴用MMBtu/MWh表示，横轴用MW表示。可将生产xMW的发电机的热耗率解释为：生产xMW电能时，每单位电能所需要的热值。热

率曲线

MMBtu

=

million

British

Thermal

Units，百万英热单位热

率等于输入热量(MMBtu)除以输出电能 (MWh)。热耗率越小，效率越高。热耗率曲线反映机组在其运行范围内的效率。总燃料曲线(输入-输出曲线）净输出MW热量输入MMBtu/Hr50795.121601,897.083103,460.754104,542.295255,824.735506,109.004阶输入-输出曲线输入-输出曲线可以由热耗率曲线乘以机组输出的 功率（MW）得到。输入-输出曲线描述了每小时所需的热量与机组输 出电能的函数关系。可通过回归分析，形成输入热耗量与输出功率之间 的函数表达式。𝑦

=

5E−12𝑋$

−5E-09𝑋3

+

0.0016𝑋2

+

9.6891𝑋

+

306.75高次项系数很小空载燃料净输出MW热量输入MMBtu/Hr50795.121601,897.083103,460.754104,542.295255,824.735506,109.004阶输入-输出曲线空载燃料(MMBtu/Hr)是指在发电机维持同步转速 下维持零输出功率的燃料消耗。函数关系中，令x（输出功率）=0，𝑦

=

5E−12𝑋4

−5E-09𝑋3

+

0.0016𝑋2

+

9.6891𝑋

+

306.

75得到的燃料消耗值即为空载燃料。输入-输出公式的Y轴截距=306.75

MMBtu/Hr边际燃料曲线（增量热耗率曲线）增量热耗率描述在当前出力水平下，再增加1MW单位出力所消耗的燃料——边际燃料。边际燃料曲线为总燃料曲线的一阶导数。总燃料曲线：𝑦=5E−12𝑋$

−5E-09𝑋&

+0.0016𝑋,+9.6891𝑋+306.75边际燃料曲线：𝑦3(𝑥)=2E−11𝑋:−1.5E-8𝑋;+<.<<:;𝑋+𝖾.>?𝖾111.611.411.21110.810.610.410.2109.89.60100200400500600边际燃料（MMTBu/MWh）300输出功率/MW边际燃料消耗随着出力增加而增加边际成本曲线边际燃料曲线：𝑦"(𝑥)=2E−1(𝑋*

−(.5E-8𝑋-+/.//*-𝑋+𝖾.12𝖾(边际成本曲线=边际燃料曲线×（燃料成本+可变运行与维护成本）×性能系数燃料成本：基本燃料成本+燃料处理成本+其他燃料相关成本可变运行与维护成本：与发电量有关的维护成本，等效折算为燃料性能系数：实际消耗总燃料/理论消耗总燃料空载成本(元/小时）=空载燃料*性能系数*燃料成本边际成本曲线算例边际成本曲线=（2E−1"𝑀𝘸%−".5E-8𝑀𝘸(+*.**%(𝑀𝘸+𝖾.,-𝖾"）×（（3.5+0.15）×1.02）燃料总成本（$/MMBtu）可变运行与维护成本（$/MMBtu）性能系数3.50.151.02净输出MW价格5036.66816037.97831039.76341040.95352542.32355042.620数据举例平均煤耗曲线（热耗率曲线）煤耗在线监测系统实测数据总煤耗曲线（输入-输出曲线）平均煤耗曲线上每个点乘以对应的出力边际煤耗曲线（增量煤耗曲线）总煤耗曲线求一次导数后得到𝑦3

𝑥

=

3.058002×10–+𝑋

+

251.4677二次函数拟合得到𝑦

=

1.529001×10–+𝑋2+251.4677𝑋

+

15128.21𝑦6

=

1.529001×10–+𝑋

+

251.4677

+

15128.21𝑋X=0时，空载煤耗为15128.21现货市场出清现货市场的出清本质是优化问题。优化：指对于所期望的结果寻求最小化或最大化的过程。现货市场的优化目标函数是最小化总生产成本供应商的报价决定了生产成本最小化成本以满足电能平衡的需要系统运行中不违反约束条件决定日前和实时能量市场的价格按照市场价格支付发电资源目标函数-最小化生产成本发电机组的运行安排，需要尽可能实现系统以最低总成本的方式运行生产成本是指在一定时期内一台机组的运行成本生产成本分为两类:每小时生产成本总生产成本小时生产成本每小时机组运行成本，假定机组已启动运行通过加总该小时运行时产生的所有成本可以得到空载成本每小时总能量成本小时生产成本空载成本小时能量总成本=+生产成本计算示例参数机组X热启动报价（$）500温启动报价（$）1000冷启动报价（$）1500空载成本（$/hr）500经济最小出力（MW）50经济最大出力（MW）100最小运行时间16报价曲线MW价格（$/WMh）第一段报价5010第二段报价7550第三段报价100200生产成本计算示例Offer

Price

($/MW)$

2

5

0$

2

0

0$

1

5

0$

1

0

0$

5

0$10$

005

0最小出力100最大出力75出力阶梯型报价曲线空载成本=$500第一段成本（经济最小出力）50

MW

*

$10

=

$500第二段成本(75MW

–

50

MW)*

$50

=

$1,250第三段成本（额定有功功率）(100

MW

–

75

MW)*

$200

=

$5,000经济最小出力点的小时生产成本=空载成本+第一段增量成本=$500+$500=$1,000/小时额定有功功率点的小时生产成本=空载成本+第一段增量成本+第二段增量成本+第三段增量成本=$7,250/小时总生产成本总生产成本启动成本（小时生产成本×小时数）=+通过加总机组的启动成本以及一段时间内的运行成本得总生产成本由两部分组:启动成本小时生产成本总生产成本假设机组运行时间为16小时，可计算总生产成本范围。经济最小出力（50MW）运行16小时的成本：$1,000/小时*

16小时=$16,000额定有功功率（100MW）运行16小时的成本：$7,250/小时*

16小时=$116,000假定机组热态启动加上热态启动成本($500)经济最小出力点的小时生产成本=$1,000/小时额定有功功率点的小时生产成本=$7,250/小时总生产成本范围：$16,500到$116,500(经济最小出力)

(额定有功功率)电力现货市场基础简介市场出清与节点电价火电发电机组成本与报价售电公司负荷预测与现货结算04市场结算总体原则市场结算采用“日清月结”的模式，即按日进行市场化交易结果清算，生成日清算账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布；参加现货市场竞价（报量）的市场主体，执行现货市场结算规则；发电侧省内优先电量按目录电价结算；省间交易电量按交易价格结算，无法执行部分按

“差价合约”方式结算；省内市场交易电量按“差价合约”方式结算；非市场用户按政府目录电价结算；市场用户按“差价合约”方式结算。批发市场结算-发电侧电厂（机组）总电费收入由优先发电合同电费、省间交易电费和省内市场化电费构成，其中省内市场化电费包含省内中长期合约电费、日前市场偏差电量电费、实时市场偏差电量电费、转让价差收益电费、辅助服务市场交易费用、“两个细则”费用、分摊返还费用等。𝑅总电费=𝑅优先+𝑅省间+𝑅省内中长期+𝑅日前偏差+𝑅实时偏差+𝑅转让+𝑅辅助服务+𝑅两个细则+𝑅分摊或返还𝑅总电费为电厂机组总电费收入𝑅优先为电厂机组优先发电合同电费收入𝑅省间为电厂机组省间外送电费收入𝑅省内中长期为电厂机组省内中长期合约电费收入𝑅日前偏差为电厂机组日前市场偏差电量电费𝑅实时偏差为电厂机组实时市场偏差电量电费𝑅转让为电厂机组转让合约交易环节的盈亏𝑅辅助服务为辅助服务市场交易行程的电厂机组获取或承担的费用𝑅两个细则为两个细则考核补偿及分摊费用𝑅分摊返还为平衡资金分摊或返还费用批发市场结算-用户侧以上部分组成了电力现货市场用户侧电费支出，若不包含某个环节支出，则该部分支出记为零。𝐶结算电费为批发市场用户电费总支出𝐶电能量电费为用户参与市场化交易结算的电能量电费𝐶输配为用户按国家输配电价政策结算的电费𝐶基本电费为两部制电价用户结算的容量电费或需量电费𝐶力调为用户的功率因数调整电费𝐶政府性基金及附加为用户按国家政策应支付的基金及附加𝐶中长期为用电侧中长期合约电费𝐶日前偏差为用电侧日前市场偏差电能量电费𝐶实时偏差为用电侧实时市场偏差电能量电费𝐶中长期转让为用电侧中长期合同转让环节的盈利𝐶分摊或返还为用电侧的分摊或返还费用𝐶偏差收益为用电侧需转移的偏差价差收益𝐶结算电费=𝐶电能量电费+𝐶输配+𝐶基本电费+𝐶力调+𝐶政府性基金及附加𝐶电能量电费=𝐶中长期+𝐶日前偏差+𝐶实时偏差+𝐶转让+𝐶分摊或返还+𝐶偏差收益批发市场结算-用户侧𝐶电能量电费=𝐶中长期+𝐶日前偏差+𝐶实时偏差+𝐶转让+𝐶分摊或返还+𝐶偏差收益

(Q中长期,t

P中长期,t

)

[(Q日前,t

Q中长期,t

)

P日前,t

]

[(Q实时,t

Q日前,t

)

P实时,t

]

Q出让

(P合约

P出让)

C分摊或返还

C偏差收益公式等价转换

[Q中长期,t

(P中长期,t

P日前,t

)]

(Q日前,t

P日前,t

)

[(Q实时,t

Q日前,t

)

P实时,t

]

Q出让

(P合约

P出让)

C分摊或返还

C偏差收益两部制结算中长期、日前、实时市场确定的电量和价格，均用于事后结算中长期合同电量按照约定价格与结算参考价格之差进行结算日前中标电量按照日前现货价格结算实时中标电量与日前中标电量的偏差按照实时价格结算场景算例中长期电费＝80×0.4＝32日前市场偏差电量电费＝（100-80）×0.45=9实时市场偏差电量电费=（110-100）×0.48=4.8总电费＝32+9+4.8=45.8均价=45.8/110=0.416批发市场用户，某日12时的结算数据如下：中长期合同电量80，协议价格0.4；日前现货电量100，日前市场价格0.45；实际用电量110，实时市场价格0.48。𝐶电能量电费=#$中长期×𝑃中长期+

#$日前−$中长期×𝑃日前+#$实时−$日前×𝑃实时负荷预测

从结算来看，电力用户日前申