电力市场基础理论培训课件

电力市场化就是电力资源由政府计划配置方式向政府调控电力市场化就是电力资源由政府计划配置方式向政府调控电力生产发、输、配、售各环节提高效率、降低成本，提高供电可靠性，改善对用户的服务；利用市场电力市场不是一个新生事物，在国外已经历20（实行市场经济的国家，“电能”可能是最后一个进入市场的商品）美国PJM电力市场发展轨迹：理场容量市场第4页改革开放前和改革开放初期，电力行业一直实行集中统一的改革开放前和改革开放初期，电力行业一直实行集中统一的计划管理体制，政企合一、国家独家垄断经营阶段。这一时期的突出矛盾体制性电应严重短缺。实施指令性电价，没有投资回报和上网电价的概念1978年到1996年，为加快电力行业发展,国家出台了鼓励1978年到1996年，为加快电力行业发展,国家出台了鼓励集资办电、多家办电的政策，推动了电题。这一时期的突出矛盾是存在着政企合一和垂直一体化垄断两大问题。指令性与指导性电价并存，对社会集资和利用银行贷款等方式建设实行按还本付息原则定价的政策（某某电厂经历：拨改贷、贷改投、公司制；还本付息电价、2001经营期电价、2003厂网分离电价、2004标杆交到经济综合部门，中国电力行业走上政企分开。这一时期的突出矛盾演变成垂直一体化垄断的问题5号），提出“厂网分开，竞价上网”，建立电力调度交易中心、建设区域电力市场、“两部2015年至今，以2015年至今，以电力市场化作为改革的重点（制改2015年3月15日，《中共中央〔2015〕9号）下发，标志着新一轮电力市场化改革正式起步。改革核心内容：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制构架，在发电侧和售电侧开展有效竞争，实施“三放开、一独立、三加强”。一独立推进交易机构相对独立，规范运行一独立推进交易机构相对独立，规范运行第6页改革将形成多买（发电厂）-多卖（用户及售电公司）的电力市场竞争格局。新增售电公司、配电公司等新的市场主体，电量及其价格由政府定价向市场竞争转变，电网盈利模式由购销差价向输配电收入监管转变，交易机构与电网相对独立，用户具有选择权。第8页•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•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，在保证系统安全运行的前提下，令系统更经济高效运行，可看做是经济学与电力系统知第9页供给是指在一定时期内一定价格的条件下，生产者愿意并由能力为市场提供某种商品或服务数量。通常单价越高，供给者愿意生产的产品越多（供给曲线单调递增）供给曲线包含边际意愿和边际成本（类比于电厂边际报价曲线）需求是指在一定时期内一定价格的条件下，生产者愿意并有能力购买某种商品或服务的欲望。购买商品的边际意愿随着消费量增多而递减（需求曲线单调递减）需求曲线包含边际意愿和边际成本（类比于大用户边际报价曲线）第10页在完全竞争市场力（购售双方不能通过个体行为影响市场价格市场存在一个均衡价格使得市场需求等于市场供给。S1与D1均衡于（Q1,P1），商品将以P1（单价）卖出Q1（数量）市场未均衡前，若市场价格P2<P1，则供给量Q3<需求量Q2，供不应求，价格上升，直至P1均衡。1、当市场供给增加后，供给曲线向右移动（S1S2）2、同一价格下，愿意且有能力提供的商品数量增加3、均衡于（Q2,P2价格减少（P1P2成交量增加当市场均衡时，购售单价一致，供需数量平衡，社会福利最大，达到市场效率，实现市场优化配置。第11页消费者剩余相当于购买意愿高于实际价格的收益需求曲线之下，市场价格水平线之上的面积，对应右图A生产者剩余相当于实际价格高于生产意愿的收益供给曲线之上，市场价格水平线之下的面积，对应右图B社会福利为生产者剩余和消费者剩余之和，对应上图A+B的面积第12页与一般商品市场类似，电力市场也可分为中长期市场、现货市场在电力中长期市场、期货市场中，电力商品能够像普通商品一样，由供需双方进行自由贸易，其目的济价格、利率、汇率供求变化式•电以光速传送，并且不能大规模存储，发、输、配、用瞬时同步完成，因此电力现货交割必须时刻保持供需平衡。•电能输送不能超过电网最大送电能力，否则会导致设备损坏、电网失去稳定甚至崩溃，因此电力现货交割必须时刻满足电网安全约束。•电能一经上网输送，量和路径由物理规律决定，而不由合同决定，并不能“一对一”的实现总量匹配。第13页第14页负荷中心发电资源稀缺负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，电力具有空间价值•不同地区的电力资源供求关系不同•节点/分区电价反映不同地区的边际机组发电价格负荷高的时候发电成本高，负荷低的时候发电成本低，电力具有时间价值•一天之内不同时刻负荷大小不同•分时电价反映不同时段的边际机组发电价格第15页•系统实时运行前一天至系统实时运行时刻的电力产品交易市场，要求在组织市场交易时考虑供需平衡•所有的中长期电能量交易，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运行日的发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现周期性变化，并受天气等因素影响较大，日前与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n交易体系不健全，交易品种n不完善，市场成员交易风险高挑战n智能电网和能源互联网落地缺少制度安排，难以充分发掘电网源-网-荷互动潜力n价格信号不清晰，难以挑战n智能电网和能源互联网落地缺少制度安排，难以充分发掘电网源-网-荷互动潜力n价格信号不清晰，难以有效反映电能的稀缺性中长期分散交易资源优化配置能力有限n调度“校核+执行”公平性面临较大监管压力第16页第17页发现价格、激励响应可真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场价格波促进竞争、优化配置动，提升电网调峰能力、缓解阻塞。促进竞争、优化配置落实交易、调节偏差以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。现货市场为核心的电力电量平衡机制调节发用电偏差，同时为中长期交易提供价格风向标。保障运行、管理阻塞引导规划、量化决策形成与电力系统物理运行相适应、形成与电力系统物理运行相适应、体现市场成员意愿的交易计划，为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号。源、电网的合理规划，为建设投资提供量化决策依据。第页第页主要交易平台，提前一天开展交易，向交易中心申报第二天预主要交易平台，提前一天开展交易，向交易中心申报第二天预计的发电能力和用电调度机构生成比较符合实际情况的、可执行的交易计划实际运行前5-15分钟组织的电力实时负荷预测以及电网市场成员提供微调发用电计划的交易平台可先不建设日内市场最优经济调度，发现第19页电力市场中长期电能量市场电力市场中长期电能量市场电能量市场现货电能量市场深度调峰市场调频市场辅助服务市场备用市场其他容量市场容量补偿机制输电权市场年度交易月度交易月内交易实时市场电能量市场：促进发用电资源优化配置，反映电能供求关系，形成价格信号。•现货市场：根据短期及超短期负荷预测及电束，通过市场竞争，形成可执行的发用电计划和市场价格，调节发用电曲线和中长期合同曲线的偏差，确保电辅助服务市场：通过市场竞争确定调频。备用等辅助服务资源，保障电网安全稳定运行。容量市场：促进回收发电能量成本、激励电源建设投资、保障系统电力供应容量充足。输电权市场：与电能量交易配套，锁定合同内电量所需传输能力，对冲现货市场阻塞风险。第20页负责现货及辅助服务交易组织负责现货及辅助服务交易组织，现货及辅助服务交易出清、安全校核、阻塞管理、交易执行等负责市场注册、市场申报、中长期交易组织、出具批发市场结算依据、合同管理、市场信息发布等市场的统一结算付费（财务部负责与发电侧电费结算、输电价格执行密切相关的环节；营销部负责用户侧计量数据采集传输、电费核算、电费收取等环节。）技术上：满足参与电力现货市场交易的计量、通信等技术条件，符合信用管理要求。第22页第22页竞价空间：预测负荷全电量为日前的竞价空间优化目标：现货市场总竞价空间：预测负荷全电量为日前的竞价空间优化目标：现货市场总定义：集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采本质：基于安全约束条件确定机组组合与发电曲线，是一种与电网运行代表国家：以美国、澳大利亚、新西兰和新加坡为代表，调度交易机构定义：主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日本质：发电方和购电方根据所签订的双边合同进行自调度、自安排，系竞价空间竞价空间：预测负荷减去合约发电计划为日前优化目标：现货偏差电第23页不同市场模式对应不同的运行机制（分为自定义曲线和标准曲线）（分为自定义曲线和标准曲线）第24页集中式：全社会福利最大化示例：A电厂（成本0.4元/kwh）以0.5元/kWh的价格与一个用户签订了1MWh的双边合同，而B电厂（成本0.3元/kWh）没有双边合同。1、若按照分散式模式，则A电厂发电1MWh，收入500元，成本400元，利润100元；B电厂未发电，利润为0元。全社会总利润为100元。2、若按照集中式模式，则B电厂因成本低，通过市场以成本价格竞得这1MWh的电量，A电厂未竞得电量，市场出清价格为0.4元/kWh，但两个电厂的利润分配如下：B电厂收入=市场出清价格0.4元/kWh*1MWh=400元，成本=0.3元/kWh*1MWh=300元，利润100元。A电厂收入=双边金融合约价格0.5元/kWh*1MWh+（-市场出清价格0.4元/kWh）*1MWh=100元，因没发电成本为0元，利润100元。集中式模式对应的全社会总利润为200元，较分散式促进了全社会福利最大化，体现了对于电力资源的最优调度。第25页•交易相对分散，对市场份额较高的发电企业在现货市场中行使市场力有一定的抑制作用•面对阻塞严重的网络，合同履约率低，造成现货价格波动剧烈•应对计划外变化、预测偏差和防控风险的能力较差•缺乏清晰的价格信号引导，无法反映整个市场的供•现货市场阶段，边际出清方式可能存在市场力机组操控价格的风险第26页现货市场的出清机制，是基于市场成员申报信息以及电网运行边界条件，采用安全约束机组组合清得到日前市场交易结果（日前发电计划及分时电价）。简单而言，就是在保证电网安全的前提下，优先调用系统中报价最为便宜的机组，直至满足符合需求。实时市场基于最新的电网运行边界条件（一般采用日前封存报价信息），在日前市场形成的机组组合的基础上，采用SCED程序进行优化计算，滚动出清形成各发电机组需要实际执行的发电计划机组在交易日的机组在每个调度时段*实时现货市场出清流程*安全校核市场出清安全校核市场出清第2页容量回收机制：稀缺定价机制、容量成本补偿机制、容容量回收机制：稀缺定价机制、容量成本补偿机制、容通过能量市场解决量市场解决固定成本问题第3页第4页•启动成本是与发电机组启动以及使发电机到达•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。••启动成本由启动燃料、燃料相关成本、性能系数、厂用电成本、边际燃料消耗对应边际燃料消耗，随着出力增加而增加，,发电机组的报价曲线也应随着出力增加而增加本产电能量每小时所消耗的总加1MW单位出力所消耗的边际成本第6页市场系统通过现货电能量报价和现货电能量计算实现燃料成本回收因为是边际电价出清，所以市场希望引导市场主体尽量按照真实成本报价。OfferOfferPrice($/MW)EcoMin100EcoMaxtput第7第7页非单调递增的边际报价曲线下，市场均衡点非稳定均衡点对发电机组存在偏离市场出清结果（调度指令）的负面激励市场均衡点A市场价格市场均衡点市场均衡点市场价格于市场均衡价格，造成损失。此时发电机组的最优策略是在市场均衡点进行生产——遵守市场均衡结果。非递增型报价曲线下，若市场在A点达到均衡，此时发电加出力，其发电成本低于市场价格，会带来额外收益。此时发电机组的最优策略是继续增加出力，直至达到均衡点B——不遵守市场均衡结果（不遵守调度指令）。第8页经济最小技术出力经济最小技术出力第9页成本经济最小技术出力物理最小技术出力成本第10页经济最小技术出力物理最小技术出力成本第11页PJM对机组空载成本的另一定义：使边际成本曲线单调递增的成本。此情况下，空载成本并无确切的物理意义，仅作为一个使得第12页第12页OfferOfferPrice($/MW)EcoMin100EcoMaxtput斜坡型报价曲线发电机组申报的是报价点，两种曲线只是点与点间的连接方式不一样。机组采用阶梯型报价曲线，出清结果只能在每个报价段的边界点上运行（边际机组除外）。机组采用斜坡型报价曲线，出清结果可以在经济最小出力至额定有功功率之间的任意点上运行。斜坡型报价曲线更贴近真实的机组边际成本曲线。机组更愿意选择斜坡型报价曲线，因为斜坡型曲线对应的总生产成本低，机组更有可能被调度。第13页•机组出力上下限约束•机组有功功率调节速率约束•小时生产成本=空载成本+小时能量总成本发电机组的运行安排，需要尽可能实现系统以最低第14页OfferPrice($/OfferPrice($/MW)EcoMin100EcoMax空载成本=$50经济最小出力点的小时生产成本=空载成本+第一段成本=$500+$500=$1000/小时额定有功功率点的小时生产成本=空载成本+第一段成本+第二段成本=$500+$500+$1250+$5000=$7250/小时机组热态启动成本=$500假设机组运行时间为16小时，可计算其总生产成本范围：•经济最小出力运行16小时的成本=$1000/小时*16小时=$16000•额定有功功率运行16小时的成本=$7250/小时*16小时=$116000总生产成本范围=（$500+$16000）~（$500+$116000）=$16500~$116500第15页电力现货市场的出清，本质是考虑了电力系统安全运行约束的经济调度过程，是在考虑电网安全约束以及物理运行特性的前提下，优先调用系统中报价最低的发电机组。数据输入机组组合(SCUC)模型机组组合(SCUC)模型 模型定位 •最小化发电成本(运行成本+空载成本+启停成本)•机组约束（出力范围、爬坡、开停机时间、开机次数更精细化地考虑与机组出力相关的约束条件模型定位经济调度(SCED)模型模型定位经济调度(SCED)模型出清结果第第16页调度计划的编制方式包括：节能调度、三公调度、经济调度、现货市场调度。其中后两者均以发供电成本优化或全社会福利最大化为优化目标。不同点运行。现货市场自下而上基于市场成员竞价意愿（报价）引导参与者主动参加济参数，难以收集。市场报价是市场主体自主申报，可能不同点运行。现货市场自下而上基于市场成员竞价意愿（报价）引导参与者主动参加济参数，难以收集。市场报价是市场主体自主申报，可能偏离客观实际。经济调度难以体现市场主体意愿，现货市场则受发售市场主体博弈影响，市场主体面临复杂市场行为挑战第17页相同点页第19页）：报价由低到高依次出清将电能作为普通商品交易不考虑电网约束条件某地点消费“多一度电”所需要增加的成本。节点电价主要采用基于电网全潮流安全约束经济调度计算而得，节点电价结算同节点挂接机组可能采用不同的节点电价结算运行特性和约束条件：包括电力负荷平衡、发电机组最大最小出力与爬坡、输电线路和输电断面在正常和故障状态下的传输页页反映节点所在位置对电网传输损耗节点边际电价系统电能价格阻塞价格网损价格=第21页第22页节点电价能够反映电能在不同时刻、不同地理位置的价值，体现电力生产和电网传输的稀缺程度，为电力生产者、消费者、投资者和管理者提供清晰的价格信号，引导发电、输电投资建设和用电转移，从而优化电力资源在时间和空间上的配置、提高电力资源的利用效率。具体而言，节点电价能够：鼓励发电企业在高电价地区新建电厂，缓解局部供需紧张；在发电容量趋于饱和的低电价地区少建电厂，避免电力过度富余。为投资新建输电设施提供重要参考。在电价差异较大的地区之间投资新建输电设施，能将更多的电能从低价地区输送到高价地区，由此产生的边际价值等于地区电价的差值。通过边际价值和投资成本的比较，可确定输电建设的必要性和投资效率。鼓励电力消费者在低电价地区多用电能、高电价地区少用电能，形成均衡合理的负荷分布，从而提高电网设施的整体利用效率。第23页边际出清价上升边际出清价上升发电报价0.450.40系统负荷增加10001200发电出力/MW价格/元/系统负荷1系统负荷2在不考虑输电阻塞和网损的情况下，系统负荷更高时需要调用报价更高的机组，因而节点电价越高。第24页边际出清价上升边际出清价上升发电报价上升0.420.40发电报价价格/元/MW系统负荷发电出力/MW在系统负荷相同的情况下，发电机组报价较高时，为满足系统负荷需求，调用的边际机组的价格也较高，相应节点电价也较高。（三）发电机爬坡速率对节点电价的影响G1为普通煤机，受爬坡约束，G2为高价气机，爬坡速度快。不考虑AB之间线路的传输容量限制。11:30，150MW最小技术出力限制报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最大爬坡速率40MW/15minA报价0.5元/kWh最大发电容量300MW最小技术出力150MWBG1爬坡限制★边际定价机组第25页（四）发电机开机状态对节点电价的影响★边际定价机组A报价0.45元/kWh最大发电容量300MW最小技术出力0MW报价0.45元/kWh最大发电容量1000MW最小技术出力400MW报价0.4元/kWh最大发电容量300MW最小技术出力0MW从11:00-11:15，虽然系统负荷上升，但受新开机组G3最小技术出力的影响，节点电价不升反降输电线路无阻塞时，负荷的电能都能由价低的G1供应，A、B地的节点都由低价机组G1定价，节点电价皆为0.4元/kWh第27页*无输电阻塞时的节点电价*★边际定价机组200200MW0MW传输容量极限：200MWG1AB报价0.5元/kWh最大发电容量300MW报价0.4元/kWh最大发电容量300MW200MW200MW第28页*有输电阻塞时的节点电价*★边际定价机组100100MW100MW传输容量极限：100MWG1AB报价0.5元/kWh最大发电容量300MW报价0.4元/kWh最大发电容量300MW100MW200MW当线路发生阻塞时，A地仍由G1定价，节点电价为0.4元/kWh；而B地由G2定价，节点电价为0.5元/kWh。B地的价格比A高0.1元/kWh，这个价格差是由于A、B两地间的输电线路阻塞引起的，因此称为阻塞价格第29页G1G1100MW报价400元/MWh报价500元/MWh最大发电容量300MW最大发电容量300MWAB100MW100MW传输容量极限：100MW200MW节点电价的计算算例-三节点系统线路潮流F23X=0.1X=0.1F13 3F23X=0.1X=0.1F13 3-----国-------------国--------F12X=0.1X=0.1------FBFAX=0.1X=0.13------FBFAX=0.1X=0.1FFcX=0.1DX=0.13X=0.1FxB=x12+x23=0.2第30页基态：G1发电40MW，G2发电10MW。系统各支F12F12=10MWF13=30MWF23=20MW此时若节点3处新增1MW负荷，则G1需减少1MW出力，G2需增加2MW出力，以维持线路13潮流不阻塞价格：对于节点3，节点1到节点3的潮流分布因子为2/3，线路13的影子价格为600元/MWh（线路13的传输容量增加1MW，可用G1发电3/2MW替代G2发电3MW，G1发电-3/2MW的方2/3×600元/MWh=400元/MW30MW350MW节点电价：500元/MWh40MW报价100元/MWh最大发电容量100MW报价300元/MWh最大发电容量100MWX=0.1F12F13F23X=0.1X=0.1*节点电价等于机组报价*市场出清结果：市场出清结果：G1发电50MW，G2不发电。系统各支路上的潮流分此时母线3处新增1MW负荷可完全由机组G1提供，则G1为边际机组，母线3处节点电价为G1的报价。第32页1150MW报价100元/MWh最大发电容量100MW350MW节点电价：100元/MWh0MW报价300元/MWh最大发电容量100MWX=0.1F12F13F23X=0.1X=0.1*节点电价高于机组报价*市场出清结果：市场出清结果：G1发电40MW，G2发电10MW。系统各支路上的潮F13=30MW此时若母线3处新增1MW负荷，则G1需减少1MW出力，G2需增加1MW出力，以维持线路13潮流不超过30MW限制，母线3处节点电价为：3030MW350MW节点电价：500元/MWh140MW报价100元/MWh最大发电容量100MW报价300元/MWh最大发电容量100MWX=0.1F12F13F23X=0.1X=0.1页-1×100+2×300=500元/MWh第33页*节点电价介于机组报价之间*市场出清结果：市场出清结果：G1发电40MW，G2发电10MW。系统各支路上的潮F12=10MW此时若母线3处新增1MW负荷，则G1需增加0.5MW出力，G2需增加0.5MW出力，以维持线路12潮流不超过10MW限制，母线3处节点电价为：22报价300元/MWh最大发电容量100MW350MW节点电价：200元/MWh1X=0.1F1240MW报价100元/MWh最大发电容量100MWF13F23X=0.1X=0.1页页*节点电价低于机组报价（甚至为负）*市场出清结果：市场出清结果：G1发电40MW，G2发电10MW。系统各支路上的潮F23=20MW此时若母线3处新增1MW负荷，则G1需增加2MW出力，G2需减少1MW出力，以维持线路23潮流不超过30MW限制，母线3处节点电价为：1140MW报价100元/MWh最大发电容量100MW350MW节点电价：-100元/MWh报价300元/MWh最大发电容量100MWX=0.1F12F13F23X=0.120MWX=0.1页2×100-1×300=-100元/MWh第35页第第36页发电商电量成本l燃料、机组维护等成，取决于发电量大小l为保证收益发电商应高于边际成本报价价格的能力，成为其具备市场力偏离边际成本的报价确定，电力需求曲线有很强波动性。电力供给曲线短期稳定价格。在高峰期不报满容量，改变供需比，配合高价申报造成人为阻塞外送区低价机组无法将电力送入，只能调用负荷口袋区高价机组，造成该上下限约束、制定状态约束第37页均价第37页100100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MWu国内初期采用的方法：用户侧采用全网统一结算价（发电侧加权平【结算参考点为B点】G1收益=0.4*100+（0.4-0.5）*200=2万元G2收益=0.5*100=5万元L1支出=0.5*200+（0.4-0.5）*200=8万元阻塞盈余=市场总收入-市场总支出=8-（2+5）=1万元从节点A到节点B的阻塞费用由G1承担【结算参考点为A点】G1收益=0.4*100+（0.4-0.4）*200=4万元G2收益=0.5*100=5万元L1支出=0.5*200+（0.4-0.4）*200=10万元阻塞盈余=市场总收入-市场总支出=10-（4+5）=1万元从节点A到节点B的阻塞费用由L1承担第38页o分区电价：在节点电价基础上，按预先定义的价格分区将分区内发电节点电价按照一定的计算原则，计算得到各分区市场结算价格，分区内机组采用相同的分区电价结算。或或分区内所有节点加权平均价分区边际电价ZMP分区内最高节点电价=2.采用分区内节点电价加权平均价作为分区代价，高节点电价机组收益无法覆盖发电成本，此时可以考虑高节点电价机组第39页节点电价与分区电价的优劣势分析•公开、透明、经济，不存在人为干扰因素•可以有效反映电力商品时间、空间价值，能够反映电网阻塞情况和局部电力供求关系对价格的影响，能够反映输电线路的使用效率，科学指引电网公司合理规划输电资源；合理指导发电企业布局电源规划发展项目•理论比较复杂，需要对市场主体的市场意识、决策能力做好培训宣贯、理论指导•结算方式简单，同一区域的市场成员容易理解和接受•无法反映分区内的阻塞情况，对分区内的发电资源缺乏引导作用•分区电价有可能低于分区内高价机组的边际成本，不能充分体现市场优化配置资源的作用，不利于电网的安全经济运行•区域的划分存在人为干扰市场的因素，不能体现公平性第40页系统边际电价分区边际电价节点边际电价步分区的规则和算法难以保证公平，少数节点的第2页l日前全电量结算+实时市场偏差结算日前现货中标量300，出清价格0.3；u机组结算结果为：•总费用=90+6.4=96.4）；u用户结算结果为：•总费用=90+6.4=96.4第4页l日前全电量结算+实时市场偏差结算日前现货中标量300，出清价格0.3；u机组结算结果为：•总费用=90-5.6=84.4u用户结算结果为：•总费用=90-5.6=84.4负荷中心发电资源稀缺负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，电力具有空间价值•不同地区的电力资源供求关系不同•节点/分区电价反映不同地区的边际机组发电价格负荷高的时候发电成本高，负荷低的时候发电成本低，电力具有时间价值•一天之内不同时刻负荷大小不同•分时电价反映不同时段的边际机组发电价格某地点消费“多一度电”所需要增加的成本。节点电价主要采用基于电网全潮流安全约束经济调度计算而得，节点电价结算方同节点挂接机组可能采用不同的节点电价结算运行特性和约束条件：包括电力负荷平衡、发电机组最大最小出力与爬坡、输电线路和输电断面在正常和故障状态下的传输页页反映节点所在位置对电网传输损耗节点边际电价系统电能价格阻塞价格网损价格=第7页报价0.5报价0.5元/kWh最大发电容量300MWG1200MW报价0.4元/kWh最大发电容量300MWL1AB200MWLMPA=0.4元/kWhLMPB=0.4元/kWh100MW0MW无传输容量极限在线路没有阻塞时，系统运营者按照市场规则对负荷进行第第8页输电服务收益=用户收入10–发电支出（输电服务收益=用户收入10–发电支出（4+5）=1万元G1->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G1收益G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益最大发电容量300MW最大发电容量300MWBB=0.5元/kWh100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.5元/kWh报价0.4元/kWh最大发电容量300MW100MWA200MWLMPA=0.4元/kWhLMP在系统发生阻塞时，系统运营者按照市场规则对负荷进行收费，对发电付费，两者价格不一致，就会出现阻塞收益，从G1到L1的阻塞费用由L1承担线路存在阻塞时，发用两侧按照各自对应的节点价格进行结算在系统发生阻塞时，系统运营者按照市场规则对负荷进行收费，对发电付费，两者价格不一致，就会出现阻塞收益，从G1到L1的阻塞费用由L1承担第9页100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MW节点电价体系下，电能的空间价值是客观存在的，不会因G1->L1传输的100MW，L1支出0.4*100=4，G1收益G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益第10页100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MWG1->L1传输的100MW，L1支出0.3*100=3，G1收益G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益第11页冲基准）冲基准）100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MWG1->L1传输的100MW，L1支出0.3*100=3，G1收益G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益在系统发生阻塞时，两者价格不一致的输电服务费用L1承担第12页最大发电容量300最大发电容量300MW冲基准）100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.5元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh100MWG1->L1传输的100MW，L1支出0.3*100=3，G1收益0.3*100=3，G1减少收入（0.5-0.4）*100=1，相当于支付输电服务费用1G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益在系统发生阻塞时，两者价格不一致的输电服务费用G1承担第13页最大发电容量300最大发电容量300MW100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.5元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh100MWG1->L1传输的100MW，L1支出0.3*100=3，G1收益G1减少收入（0.5-0.45）*100=0.5，相当于支付输电服务G2->L1传输的100MW，L1支出0.5*100=5，G2收益第14页G1与L1签订中长期合同200MWh，价格0.4元/100100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MW从节点A到节点B的阻塞费用由L1承担第15页G1与L1签订中长期合同200MWh，价格0.4元100100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh200MWLMPB=0.5元/kWh报价0.5元/kWh最大发电容量300MW100MWG1收益=0.4*100+（0.4-0.5）*200=2万元G2收益=0.5*100=5万元L1支出=0.5*200+（0.4-0.5）*200=8万元阻塞盈余=市场总收入-市场总支出=8-（2+5）=1万元从节点A到节点B的阻塞费用由G1承担第16页100100MW100MW传输容量极限：100MWG1报价0.4元/kWh最大发电容量300MWALMPA=0.4元/kWh100MW报价0.5元/kWh最大发电容量300MWBLMPB=0.5元/kWh虚拟节点L1….LnG1收益=0.4*100+（0.4-0.5）*200=2万元G2收益=0.5*100=5万元L1支出=0.5*200+（0.4-0.5）*200=8万元阻塞盈余=市场总收入-市场总支出=8-（2+5）=1万元从节点A到节点B的阻塞费用由G1承担200MWl中长期与日前全电量现货方式一：日前全电量结算+中长期差价结算第第17页电费＝日前中标量×节点电价电费＝合同电量×（合同价格－节点电价）+合同电量×（节点电价－交割节点价格）=中长期合同锁定电能价格中长期合同对应需承担的阻塞费用现货电能+阻塞费用l中长期与日前全电量现货方式二：中长期全电量结算+日前偏差电量结算合同锁定中长期全电量结算电费：电能价格阻塞费用电费＝合同电量×合同价格+合同电量×（节点电价－交割节点价格）×节点电价电费＝合同电量×合同价格+合同电量×（节点电价－交割节点价格）×节点电价电费＝（日前中标量－中长期合同电量）日前偏差电量结算电费：偏差电量现页货价格页·符合传统的电费结算测算习惯·可以直观看到中长期合同不能完全起到规避所有风险的作用风险和阻塞费用波动风险,分别对应供求关系的不确定性和网络阻塞状况的不确定性,中长期合同锁定的是远期的电能价格,能够规避现货电能价格风险,然而,如果市场主体自身所在的现货结算点与中长期合同的结算参考点不一致,则需要承担阻塞第18第19页）＝）＝•总收益＝80-24+30＝86第20页）＝•总收益＝126-4=122•中长期需要承担的阻塞费用＝200×（0.42－0.420•总收益＝80-0+42＝122）＝）＝•总收益＝126-4=122第21第21页第22页•中长期、日前、实时市场确定的电量和价格，均用于事后结算•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•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第23页市场主体缺乏对阻塞电价部分的避险工具中长期合同规避了现货市场的能量价格风险，但仍然要承担所在节点现货市场需要有效工具以分配阻塞盈余现货环境下阻塞管理的要求输电权—金融输电权：•金融输电权为市场参与者面临阻塞费用不确定性时提供价格保险•金融输电权提供对冲机制来规避阻塞造成的风险第24第24页l定义为电能的发送端节点到接收端节点l可作为合约（Obligation）或者期权（option）提供l是金融权，而不是物理权（独立于实际电能传输）l金融输电权市场可以采用一种拍卖机制，针对每个市场交易时段，系统运营者决定网络传输容量，然后将该容量对应的输电权买个出价最高的购买者。发电企业、用户、甚至希望从节点价差中实现收益的投机者均可参加，输电权持有者可以选择使用或转售l金融输电权的成交价格取决于对输电权价值的期望（在前面的算例中，考虑节点A和节点B的电价以及最大传输容量，此时拍卖成交价格的最大值为0.1元位于节点B的用户拥有从节点A到节点B的金融输电权，此时它以30的价格买了100MWh电量，支出30*100=3000，然后又根据它所持有的金融输电权取得部分阻塞盈余收入，即100*（30-15）=1500，补偿它支付的高额电能费用，相当于它实际支出100*15=1500能量输送=100MWh系统运营者用于支付金融输电权持有者的运营者出售的金融输电权数量不能超过网络的实际运送量。能量输送=100MWh第25页位于节点B的用户拥有从节点B到节点A的金融输电权，此时它以30的价格买了100MWh电量，支出30*100=3000，然后又根据它所持有的金融输电权还需要支付给系统运营者100*（30-15）=1500，相当于它实际支出4500。能量输送=100MWh金融输电权不能看成是一种期权（持有者只有在盈利时才履行合同），而是一种无论如何都要结算的债权，系统运营者必须向具有负值的金融输电权收费，以弥补卖出了超出实际电能的输电权容量，导致阻塞盈余不足以覆盖结算金融输电权需支付的费用能量输送=100MWh第26页单结算（澳大利亚）：电力仅在实时市场进行结算，即实际物理交割电量以实时市场电价结算。是否开展日前市场l两部制结算（双结算）与单结算的单结算（澳大利亚）：电力仅在实时市场进行结算，即实际物理交割电量以实时市场电价结算。是否开展日前市场双结算（PJM）：所有电力在日前和实时两个市场出清和结算。日前市场成交电量以日前市场电价结算，实际物理交割电量与日前成交电量的偏差量以实时市场电价结算。•跟我国目前的调度机构分工和调度模式一致，有利于国分省三级调度协同，便于开展省间现货+省内现货协同；有利于•日前市场出清的结果可以提前锁定大部分电量的交易价格，作为实时市场的“基态”，实时市场对“基态”之上的交易•便于被调度的电厂提前进行发电安排•如果日前市场的交易结果不用于形成调度计划，日前市场的重要性就被削弱了•即使有了日前市场，实时市场仍然不可缺少•日前市场的实施成本可能很高•如果能快速启动的电厂比例增加，则针对慢启动电厂的市场信号就没必要了•如果实时市场的流动性过低，就不建议开展日前市场了页能量管理系统双结算系统可靠性机组组合(RA)实时市场o日前市场通过全电量交易发现分时分区价格o实时市场通过全电量交易进一步发现更精准的分时分区价格,通过偏差电量结算实现现货全电量结算,产生现货(日前实时)阻塞费用中长期市场通过中长期电量交易规避绝大部分电量在日前市场结算的能量价格风险o金融输电权市场通过输电权交易规避现货市场阻塞费用风险●经过中长期日前-实时,现货阻塞费用金融输电权长周期协同运行,加上市场主体博弈,逐步实现各市场价格趋同o上述市场侧重回收变动成本,所以需要引入调频、备用市场进行辅助服务成本回收、容量市场进行固定成本回收第28页参与市场购买输配服务购买输配服务调度控制中心参与市场购电交易市场监管第30页第31页完善交易体系完善交易体系算第32页根据最新边界条滚动调整运行日后续时段机组组合程获取检修计划、联边界条件，将机组的中长期交易计划分解到曲线合，基于SCED力和节点电价合调整结果第33页结算日算算算页市场主体注册、页市场主体注册、信息变更等中长期交易出清出清中长期交易公告发布中长期交易结果发布中长期交易曲线分解中长期交易申报计算并发布日清算结果计算并发布月结算结果获取发用两侧分时电量获取实时市场交易结果获取日前市场交易结果电费收支中长期日前机组实时出力调整交易申报及数据审核实时市场出清日前市场出清日前市场边界条件准备实时市场边界条件准备出清结果发布事前信息发布出清结果发布电调度计调整发划第35页l日前市场现阶段，在交易申报时采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式，即参与市场的发电力调度机构综合考虑统调负荷预测、母线负荷预电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素发电成本最小为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、发电出力曲线及分时节点电价。售电公司、电力第36页l日前市场边界条件准备机组运机组运行边界条件发电机组状态约束（可用、调试、不可用）发电机组出力上下限约束发电机组最早可并网时间发电机组调试及试验计划新能源场站发电预测发电机组一次能源供应约束电网运行边界条件电网运行边界条件负荷预测（统调负荷预测、母线负荷预测）省间联络线计划备用约束输变电设备检修计划输变电设备投产与退役计划电网安全约束（线路/断面极限功率、发电机组（群）必开/必停约束、发电机组（群）出力上下非市场化机组发电计划第37页电力交易机构市场成员l事前信息发布电力交易机构市场成员统调负荷预测曲线省间联络线计划曲线非市场化机组发电计划新能源出力预测系统备用需求输变电设备检修计划电网关键断面约束情况必开必停机组（群）市场限价等交易参数ll日前市场交易申报报量报价指发电机维持同步转速、输出电功率为零需要消耗的燃料费用机组运行在不同出力区间时单位电能量的价格报价（元/MWh）每一个报价段的起始出力点必须为上一个报价段的出力终点报价曲线必须随出力增加单调非递减发电机组申报信息发电机组申报信息0.350.30.350.3报价出力段必须在可调出力上下限范围内、单调非递减曲线第38页第39页l日前市场交易申报申报信息售电公司和批发用户报量不报价申报信息售电公司和批发用户2、电力批发用户申报其运行日的用电需求曲线l用户侧申报的用电需求曲线作为日前市场结算依据，暂不作为日前市场出清的边界条件l售电公司和批发用户申报的日前需求曲线与实际用电曲线出现较大偏差时，按照市场规则对偏差收益进行处理第40页l日前市场出清对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行上述计算，直至满足交流潮流安全约束，得到日前电能量市场的出清结果。计算SCED/LMP采用安全约束经济调度（SCED）程序计算运行日的96点机组出力曲线以及分时节计算SCUC组组合（SCUC日的96点机组开电力调度机构电力交易机构市场成员l日前市场出清结果发布电力交易机构市场成员发电侧信息：运行日开机组合、每小时的中标电量、节点电价、结算电价。公开信息：各节点每15分钟的节点电价、电网阻塞情机组1机组2综合平均节点电价第41页第41页第42页l发电调度计划调整第43页l实时市场实时市场基于日前市场封存的发电机组申报信息，根据最新的电网运行状态电预测等信息，综合考虑发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，在日前计划调整确定的开机组合基础上，以全网发电成本最小化为优化目标，采用安全约束经济调度（法进行优化计算，滚动优化机组出力，形成各发电机组未来每15分钟需要实际执行的发电计划第44页l实时市场边界条件准备机组运机组运行边界条件发电机组开/停机计划曲线发电机组预计并网/解列时间发电机组出力上/下限约束发电机组调试及试验计划执行发电机组故障而要求的出力计划调整发电机组一次能源供应约束新能源场站超短期出力预测电网运行边界条件电网运行边界条件超短期负荷预测（统调负荷预测、母线负荷预测）省间联络线计划调整发电机组及输变电设备检修执行第45页电力调度机构l实时市场出清电力调度机构计算SCED/LMP采用安全约束经济调度（采用安全约束经济调度（SCED）程序计算96点机组出力曲对实时市场优化计算时间窗口内的机组出力曲线进行安全校核，若不满足安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行上述计算过程，直至满足安全约束，得到实时市场的出清结果。电力交易机构市场成员l实时市场出清结果发布电力交易机构市场成员划通过调度数据网下发至各发电机组。实时运行中每小时通过电力交易平台发布实时市场的临时结果；次日发布运行日实时市场的正式结果，作为结算依据。l机组实时出力调整电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调度机构应按照安全第一的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时电能量市场出清计算，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并通过市场技术支持系统向市场成员发布。第46页第46页1）政府提出大气污染防治、保电等临时要求时；2）电力系统发生事故可能影响电网安全时；3）系统频率或电压超过规定范围时；4）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；5）输变电设备过载或超出稳定限额时；6）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行第2页第第4页虚拟发电报价o适用于日前价格常高于实时价格的情况虚拟负荷报价o向日前市场提供：负荷数量/价格o如果负荷出价>日前边际价格，该出价则被出清，结算o如果被出清，市场参与者以实时价格被付未消耗的负荷：•如果日前价格<实时价格，盈利•否则损失o适用于日前价格常低于实时价格的情况•如果日前和实时之间的价格不同，那么市场参与第6页•解算器（又称之为求解器）的本质是使用算法对问题进行分析并提供解决方案的一个软件。我们将一些条件和当然，由于实际情况中各种变量多，数据规模也十分巨大，所以解算器所使用的算法要比我们了解•从解算器的性质来看，从各个过程获得的数据将最终放入解算器进行处理，也证明它在整个数据分析和优化领第8页中发9号文配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中指出：逐步建立以中长期交易为主、现货用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式开展的多年、年、季、月、周、多日等•实现与现货市场的充分衔接第9页电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展双边交易、集中交易、发电权交易、合同转让交易。另外中长期交易根据市场发展开展输电权、容量等交易。为实现与现货的充分衔接，建立基于差价合约+曲线标的的电力中长期交易模式，交易标的为分时能量块（分时电力过渡阶段可在交易时约定分解曲线或者现货出清前由市场运营机构统一分解为分时电力。包括集中交易（场内）和双边协商（场外）两种。其中，集中交易又包括集中竞价、滚动撮合、挂牌等形式。•年度（多年）电量交易：以某个或者多个年度的电量/电力作为交易标的物•月内（多日）电量交易：以月内剩余天数的电量/电力或者特定天数的电量/电力作为交易标的物•需要约定曲线，并使得成交的电量以一种确定中长期交易是服务于电力生产的平台，不是投机套利的市场，因此需增加交易约束（电量约束、电价约束等实现适度的市场流动性。第10页交易方式：建立双边协商（场外）和集中交易（场内）相结合的中长期交易模式，其中集中交易又包括集中市场主体之间自主协商交易电量、交易曲线、交易价格、交易时段等，在规定时间内提交电力交易平台，经确认后形成交易结果。22协商结果提交与确认14结果发布3以双边协商形式开展的中长期交易鼓励连续开市，双边合同在交易申报截止时间前均可提交或修改。第11页交易方式：建立双边协商（场外）和集中交易（场内）相结合的中长期交易模式，其中集中交易又包括集中集中竞价交易是指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。11交易前信息发布，包括交易约束、可易类型、交易标的等2集中申报、集中出清4结果发布3以集中竞价形式开展的中长期交易应实现定期开市方式1：高低匹配法售电方申A：0.41购电方申售电方申报价格大于购电方申报价格时，售电方申报价格大于购电方申报价格时，方式2：边际出清法购电方申报售电方申报第第12页第13页交易方式：建立双边协商（场外）和集中交易（场内）相结合的中长期交易模式，其中集中交易又包括集中集中竞价交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。11包括交易约束、可申报额度、交易类型、交易标的等2合4结果发布3以滚动撮合形式开展的中长期交易鼓励连续开市第14页交易成交价格取售电方申报价格，购电方申报价格和前一笔成交价格的中间值购售电双方滚动申报价格交易成交价格取售电方申报价格，购电方申报价格和前一笔成交价格的中间值前一笔成交价格售电方申报价格购电方申报价格交易方式：建立双边协商（场外）和集中交易（场内）相结合的中长期交易模式，其中集中交易又包括集中挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量，分解曲线和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。11交易前信息发布，包括交易约束、可易类型、交易标的等2挂牌交易：匿名机和摘牌交易4结果发布3挂牌内容包括交易周期、交易电量、交易价格、交易曲线等，摘牌方按照时间优先的次序进行摘牌操作，先摘先得，接受挂牌方交易周期、交易电量、交易价格、交易曲线等信息。第15页第16页曲线分解曲线分解标准曲线：在若干标准电力交割曲线中选定一种，由系统自动将合同电量分解为分时电力曲线。自定义曲线：由合同双方自行协商确定分时电力曲线。上一年12月分月电量按标准曲线分解至720小时上一年12月分月电量自行约定分解至720小时上月月底=+曲线第18页l标准化曲线）：月度分日电量比例（M根据上一年统调日电量历史7月123456789101112131415161718192021222324252627282930第19页l标准化曲线）：全天平均曲线高峰时段曲线第20页交易合约电量代数和交易合约电量绝对值和交易合约电量代数和----净合约量上限×f2净合约量上限×f2发电机组装机容量净合约量上限×f2净合约量上限×f2批发用户或售电公司同时期实际用电量×f1000第第21页第22页双边协商交易集中竞价交易双边协商交易集中竞价交易滚动撮合交易挂牌交易基本信息管理交易参数管理标准曲线管理交易组合管理发电侧上限用电侧上限发电侧额度用电侧额度市场主体保函分析结算结束中长期交易总流程第23页第23页不作为现货市场出清的边界条件第24页2）中长期交易的标的由月度电量转变为小时电量，跟现货线、自定义曲线将合约电量分解到合约周期内的每个小时，各个小时的分解量将根据该2）中长期交易将加大交易频次，加大中长期交易流动性，调频市场、备用市场、调峰市场电力辅助服务：为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业、电力用户、储能装置、可控负荷和虚拟电厂等提供的服务。分类：（2）按是否补偿分类：分为基本辅助服务（保障电力系统稳定，必须提供，不补偿：一次调频、基本调峰、基本无功功率调节）和有偿辅助服务（基本辅助服务外的其他辅助服务，有偿提供：自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功功率调节、旋转备用、黑启动）。第26页第27页提供电力辅助服务来源：第28页电力辅助服务市场：对提供电力辅助服务的主体因提供产品或服务发生的成本进行经济补偿的市场机制。电力辅助服务主要通过强制提供、双边合约交易和集中交易三种方式获取。电力辅助服务如何定价：第29页辅助服务费用分摊方式：发电企业之间进行分摊，通过市场报价将费用传递第30页电力辅助服务市场与电力现货市场的关系：一个电网良好的运行状态为安排的机组运行方式在一定时段内能够满足电网各时刻的负荷变动需求。 第 第31页电能不能大规模储存，电能的产出和使用需是同步的，所以需要多少电量，发电部门就必须同步发出多少电量。电力系统中常见的电源类型有火电、水电、核电、风电、光伏等，由于电网负荷的变化及新能源发电的不可控性，会导致电网在某些时刻出现发电与用电不平衡的现象，为了维持电网在负荷高峰或低谷时段的发用电平衡，需要发电部门改变发电机的运行状态或出力以满足用电负荷的变化，这就叫做电网调峰。一般承担电网调峰的机组有抽蓄机组、电力系统调峰包括启停调峰、高峰调峰、深度调峰。第32页调峰市场概述传统的电网调峰，是由调度部门根据电网运行情况和发电企业运行情调峰市场是指采取公平、自愿的原则，发电企业主动申报调峰意愿，求时，调度部门进行统一优化出清，在满足电网运行安全的前提下达到调峰辅助由于电网负荷的变化及新能源发电的不可控性，在用电高峰时段，电网会出现超负荷的情况。此时调管机构安排发电企业投入正常运行以外的发电机组以满足负荷需求；相反，在用电低谷时段，电网会出现主网负荷过低的现象。此时调管机构安排发电企业将部分正常运行的发电机组退出运行以满足负荷需求。这种机组投入运行或退出运行的行为称作启停调峰。在用电低谷时段，电网会出现用电低于电网最小运行方式发电能力的现象。此时需要部分正在用电低谷时段，电网会出现用电低于电网最小运行方式发电能力的现象。此时需要部分正常运行的发电机组下调出力运行以满足低谷负荷需求。这种行为称作深度调峰。在用电高峰时段，用电需求会出现接近当前机组运行方式下电网供应能力上限的情况，此时需要发电机组进行上调出力保持高负荷运行以满足电网负荷高峰用电需求，这一行为称作高峰调峰。第33页第34页第35页日前封存报价日前发电计划发布日前发电计划编制确定调峰需求调峰量价申报日内计划发布确定调峰需求计划执行第36页现货市场中，发电侧报价时，采用50%-100%负荷率分段单调非递减报价模式，同时按照当前调峰辅助服务市场报价策略申报调峰报现货市场中，发电侧报价时，采用50%-100%负荷率分段单调非递减报价模式，同时按照当前调峰辅助服务市场报价策略申报调峰报价，当所有机组出清至50%仍需下调时，电力现货价格认为出清到最低，进入调峰市场出清，调峰辅助服务市场费用和现货市场费用申报运行下限基于申报下限进行能量报价基于申报下限进行能量出清有弃风时再进行调峰出清申报运行下限基于申报下限进行能量报价基于申报下限进行能量出清有弃风时再进行调峰出清申报能量报价申报调峰报价先进行能量出清场申报和出清价格范围，拉大峰谷价差，通过价格信号引导火电机广东：基于发电机组最小稳定技术出力对应的度电成本形成深度调峰序列，逐台机组安排直至满足深调需求，费用按“两个细则”的第第37页根据最新边界条滚动调整运行日后续时段机组组合向市场成员发布实同时将实时市场出清结果发布至实时解根据分解规则将机组的中长期交易计划分解