电力市场交易模拟与实践

电力市场交易模拟与实践1CONTENTS目录电力市场交易模拟背景12电力市场交易模拟机制设计2电力市场交易模拟实践33开展电力市场交易模拟的必要性在我国电力现货市场试点建设、加速推进的背景下，为保障市场改革的顺利开展和电力系统的稳定运行，有必要开展电力市场交易模拟，满足电力市场改革建设、运行管理、事后分析、未来更新迭代等各阶段的需求。在市场建设初期，利用电力市场模拟交易验证市场方案与规则合理性，降低改革风险;在市场运行阶段，可通过交易模拟开展市场运行评估与事后回溯分析，持续完善电力市场交易规则;通过模拟仿真培训市场运营技术人员，提高交易人员素质和能力。4电力市场模拟方法电力市场的模拟仿真实验一般有基于代理的计算经济学仿真和基于人工实验的实验经济学方法。基于代理的计算经济学仿真是将各市场参与者表示为具有有限理性的代理，利用机器学习等人工智能方法对代理的决策行为进行训练，通过不断改变市场边界条件，以代理模拟实际市场参与者的决策过程，最终获得市场运行的特征描述。实验经济学则是以人作为实际的市场参与者，通过人的决策来对市场规则和实施效果进行检验。基于代理的计算经济学仿真需要大量数据进行代理的训练，同时得到是对整个市场运行数据的描述，缺乏对单一个体决策行为的分析；实验经济学方法更接近真实的市场交易，同时参与人在模拟过程中也得到了经验的积累和交易技能的提升，因此本平台选择采用实验经济学方法进行设计和仿真。5电力市场交易模拟应实现的功能广义的电力市场仿真模拟应能够实现电力市场运营机制模拟、市场成员行为模拟、电网运行模拟等功能。电力市场运营机制模拟是以电力市场交易规则模拟电力市场组织、出清和结算流程；市场成员行为模拟是模拟市场成员参与市场交易过程中的决策过程；电网运行模拟是以市场出清的发电量、负荷中标量作为电网调度运行的输入条件，模拟电网调度和稳定运行分析计算的过程。上述三项内容相互融合，在模拟交易平台功能设计时，可以有所侧重。6电力市场模拟仿真系统设计实际运行的电力市场是一个包含多种交易品种、多交易周期并行的滚动运行的完整体系，其在功能上与电网能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、电力营销系统、交易管理系统、市场监管系统等相互耦合，因此需要合理进行模拟平台的功能和流程设计、数据来源设计和电网运行边界设计。结算评分收益测算与评分交易规则中长期市场现货市场市场角色发电：火电、新能源用电：负荷物理系统节点、线路发电机、负荷市场角色划分发电企业常规火电申报机组参数、机组报价、查看自身市场出清结果以及市场公开数据新能源场站申报机组参数、机组报价、预测出力，查看自身市场出清结果以及市场公开数据市场运行商（交易中心，ISO）组织市场出清，对出清结果进行披露，各市场用户结算购电用户售电公司申报代理用户负荷，查看自身市场出清结果以及市场公开数据批发用户申报自身负荷，查看自身市场出清结果以及市场公开数据角色功能权限设计参与者参与内容CONTENTS目录电力市场交易模拟背景18电力市场交易模拟机制设计2电力市场交易模拟实践3电力交易时序及品种年度交易（次年）年度双边协商年度集中竞价月度交易（次月）月度双边协商月度集中竞价月度挂牌交易月内（月内剩余天数或特定天数）月内集中竞价月内挂牌交易月内滚动撮合现货交易（运行日）日前市场日内市场实时市场辅助服务市场目前支持的中长期交易品种包括：集中竞价、挂牌交易、滚动撮合。现货支持：日前市场和实时市场。交易模拟的总体流程交易结算时有些科目是月结科目，而现货市场模拟时可能不会完全模拟完成一个月，因此结算时仅针对现货模拟日期进行月度结算。选定模拟的物理系统人员角色分配年度中长期交易模拟月度中长期交易模拟月内中长期交易模拟日前市场模拟实时市场模拟交易结算系统评分中长期交易约束条件中长期交易约束包括月度净合约量约束、月度累计交易量约束、分时电量约束、可申报电量约束等。月度净合约量是指经营主体所交易标的月合约电量的代数和。发电侧标的月净合约量=标的月未参与电能量市场交易的上网电量+累计卖出标的月市场合约电量-累计买入标的月市场合约电量；用户侧标的月净合约量=累计买入标的月市场合约电量-累计卖出标的月市场合约电量。发电机组月度净合约量上限=发电机组装机容量×月度可用发电小时数×调整系数f1。批发用户根据历史实用电量确定净合约量上限，售电公司历史实用电量为其所代理用户实用电量之和；月度累计交易量是指单个经营主体买入和卖出标的月合约电量的绝对值之和。发电侧月度累计交易量上限=发电侧月度净合约量上限×f2用户侧月度累计交易量上限=用户侧月度净合约量上限×y2中长期交易边界条件分析系统侧边界条件：合约周期/交易标的；分解曲线类型；历史成交价发电用户侧边界条件：中长期净合约量和累计交易量上限；已持有中长期合约电量曲线和电价曲线；已签约中长期电量总量；中长期发电成本；售电用户侧边界条件：中长期净合约量和累计交易量上限；已持有中长期合约电量曲线和电价曲线，已签约中长期电量总量；所代理用户的总电量预测；日前市场边界条件分析系统侧边界条件：电网物理模型系统负荷预测；新能源日前出力预测；系统备用需求；支路/断面极限功率；用户侧边界条件：机组上一日结束时的状态机组的出力上、下限机组的最小开停机时间限制；机组的爬坡速率机组的报价新能源电站的报价新能源申报的日前出力批发用户/售电公司申报的日前负荷实时市场边界条件分析系统侧边界条件：最新的电网物理模型系统超短期负荷预测（15min-4h）；新能源超短期出力预测（15min-4h）；系统备用需求；用户侧边界条件：机组上一时段结束时的状态机组的出力上、下限机组的爬坡速率机组的日前报价中长期交易报注意事项年度集中竞价D1曲线每月一个标的，只需投标模拟月份那个标的；投标电量为月度电量，需先分解到日，再以D1曲线分解到小时；投标价格为单一价格；价格上下限按山东规则同一标的只许单向操作月度集中竞价（分时段）每月按峰、谷、平、尖峰、深谷划分标的；某类时段的投标电量需先分解到日，然后再均分到该类时段的小时；投标价格为单一价格；价格上下限按山东规则同一标的只许单向操作月内挂牌交易以日为标的采用自定义量、价曲线价格上下限按山东规则同一标的只许单向操作月内滚动撮合该运行日每小时一个标的；即时申报即时成交价格上下限按山东规则同一标的只许单向操作日前申报注意事项火电采用报量报价方式；现货申报需要申报五个出力点及对应报价；报价要求单调不递减；机组的其他参数均采用默认值。新能源采用报量报价方式；现货申报需要申报五个出力点及对应报价；报价要求单调不递减；申报日前96点功率预测曲线；售电公司报量不报价；申报日前96点用电负荷曲线；系统结算和评分1.总体结算原则采用“日清月结”的结算模式，以15min为1个结算周期。发电侧采用发电主体所在节点的节点电价结算，用电侧采用用电侧节点加权平均电价结算。全电量按实时市场出清价格进行结算；日前市场电量按日前市场与实时市场差价进行结算；中长期合约电量按中长期合约价格与日前市场统一结算价的差价进行结算，统一结算参考价为日前售电侧节点加权平均电价。系统结算和评分2.发电侧主体结算结算费用包括电能量费用和市场运行费，市场运行费包括启动费用补偿、空载费用补偿、发电中长期偏差收益回收（用户返还）、新能源日前预测偏差考核返还（仅新能源）、阻塞费用返还。发电侧和用电侧中长期签约量超出或少于一定范围[50%,110%]，则计算中长期超额/缺额收益回收，收益回收系数1.5。日前预测准确率按照风电场和光伏电站日前预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核，允许偏差为实际发电出力的20%（最小允许偏差为±2兆瓦）。系统结算和评分3.用电侧主体结算结算费用包括电能量费用和市场运行费，电能量费用包括中长期合约费用、日前电能量费用、实时电能量费用；市场运行费包括启动成本和空载成本分摊、用户侧中长期超额收益回收、用户侧日前申报偏差收益回收/返还、阻塞返还等。发电侧和用电侧中长期签约量超出或少于一定范围[50%,110%]，则计算中长期超额/缺额收益回收，收益回收系数1.5。用户侧主体在日前市场中申报的用电需求曲线与其实际用电曲线之间的偏差不得超出允许偏差范围，最大允许偏差率为实际的20%。系统结算和评分4.系统评分系统依据各参赛人员获得的总收益，按照设定的评价标准进行评价。新能源场站由于无发电燃料成本，其发电收入即为收益。01、火电收益计算02、负荷收益计算为机组i在时段t的发电总能耗发电收入燃料成本启动成本煤价总用电量总购电费用效益参数系统结算和评分4.系统评分03、得分计算成绩分数采用归一化计算方法，发电侧和用电侧分别进行计算；如开展两轮模拟则发用两侧第二轮模拟时交换角色，成绩取两轮模拟的平均值。发电侧得分系数：用电侧得分系数：发电侧得分：用电侧得分：总得分：CONTENTS目录电力市场交易模拟背景122电力市场交易模拟机制设计2电力市场交易模拟实践323模拟系统登录项目描述市场规模参与主体：发电侧参与人数40人，用电侧参与人数40人；发电侧每人拥有2台火电机组（250MW、330MW机组各1台），拥有100MW风电场1座；用电侧每人拥有2个负荷；装机容量火电：250MW×40；330MW×40；600MW×20（非竞赛机组）；风电：100MW×40；4000MW×1（非竞赛机组）；光伏：8000MW×1（非竞赛机组）。市场