华北电力大学：国内电力现货市场实践与报价策略V2.0

国内电力现货市场的实践与报价策略华北电力大学经管学院黄辉

电力市场交易概述电力现货市场概述省内市场现货出清模型节点边际电价省间和区域电力现货出清模型现货交易两结算系统及相应策略现货市场下的中长期差价合约（CFD）电力金融衍生品市场（FTR）现货市场中的容量市场和容量电价国内电力现货市场的政策、规则与现状现货市场火电交易策略现货市场中的新能源发电交易规则与策略电力市场交易概述市场建设中长期合约市场根据预先签订的合约进行电量的买卖现货市场日前市场和实时平衡：日前市场确定第二天每个交易时段内的发电计划和价格。电力系统运行机构实时修改发电计划，发布实时调度指令辅助服务市场包括调频、备用、无功支持、黑启动等。电力金融市场利用金融衍生工具，以规避市场风险、包括期货交易、期权交易等。容量市场激励电力系统投资，保证容量充裕度，主要有容量市场、招投标制、长期合约等。电力批发市场零售市场要素市场主体交易方式价格计量结算数据电力零售市场天然气市场煤炭市场碳交易绿证交易分布式发电交易各类用户价格设计灵活价格设计（灵活期限和水平、结算灵活性）分时电价、尖峰电价综合能源定价（冷、热、热水、燃气等）可靠性定价、阶梯价格电力市场由多个相关联的市场构成电力批发市场体系结构时间：合同周期；交易周期；出清周期；单个交易的合同数量和类型；标的：物理标的电能量；辅助服务；容量金融标的：合约转让；CFD(差价合约)；期货；期权；金融输电权（FTR）交易方式集中竞价（撮合）；挂牌（滚动撮合或连续交易）双边协商；地理省级市场；区域市场（省间1）；跨区特高压通道市场（省间2）；双轨制计划：优先发电（基数电量）+优先购电市场直接交易社会福利或交易剩余成交q消费者剩余：A+B+E生产者者剩余：C+D+F成交q*；消费者剩余：A+B生产者者剩余：C+D无谓损失：E+F市场均衡与价格价格高于均衡价格，供大于求；价格低于均衡价格，供不应求；市场均衡过程供给曲线需求曲线市场均衡点（π*q*）集中竞价目标：社会福利最大化或交易剩余最大化中长期双边集中竞价（买卖双方申报价和量）现货单边集中竞价（卖方报价和量，买方申报量）-->双边集中竞价结算电价SMP：SystemMarginalPricing,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：LocationalMarginalPricing,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(NordPool，江苏和甘肃)；PAB，PayAsBid,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）；现货市场中的集中竞价负荷/用电需求机组报价需求曲线D结算价格PEQE需求量/负荷需求876543219101112供给曲线S机组交易剩余机组报价中标机组最高价未中标机组最低价结算价格PE1单边集中竞价

QO

需求报价曲线

ab62

c

edf5.85.62.52.8

供给报价曲线1020304050P双边集中竞价电力现货市场概述电力现货市场概念电力系统运行特征实时平衡，光速传播提前计划，系统调度，负荷跟踪，人跟，设备自动跟踪；不能大规模有效存储；平衡难，即发即用，交易难，价格波动，转售；电能流动遵守电路定律阻塞管理；合同路径；电力现货交易特征交易计划与交割时刻同步，时刻接近，5分钟、15分钟和一天前实时平衡与分时平衡交易=调度，交易与阻塞管理和安全校核同步电力市场与电量市场实时电量的市场反映电力供求关系；现货市场的意义为什么只有中长期市场的电力市场不是一个有效的市场是一个市场，双方自愿参与，一定程度反映了自己的需求和成本

和能力约束；确定价格和交易量的合同，比完全的计划机制更好

但不是有效市场；合同内容中有不确定性和操作空间，实际是一个通过电网公司代理的一个多方和三方交易，用户按照自己的需求确定曲线

电网日前预测计划需求和市场总需求曲线

统筹安排发电调度计划；价格没有给出重要的经济信号，如风电的反调峰性、常规发电的隐性调峰成本、用户负荷曲线形态、投资引导信号等问题；现货市场的市场体系更有效率资源时空优化配置，市场调度机制替代计划调度机制准确丰富的经济信号，提供有效投资信号；提高新能源消纳效率，适应新型电力系统的市场机制；可以提高用电效率，增加用电柔性；与中长期相比，市场程度更高，更自由；国家能源局编制的《电力现货市场运营和结算系统功能规范》分散式电力市场DecentralizedElectricPowerMarket我国电力市场两种模式之一，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发用电曲线，其余发电上网电量通过日前、实时平衡市场（平衡机制）进行交易的电力市场模式。集中式电力市场CentralizedElectricPowerMarket我国电力市场两种模式之一，现货交易采用全电量集中竞价，主要以中长期差价合同等对冲现货市场风险的电力市场模式。实时电价30.04.2017HE17Germany日前市场申报火电机组申报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；

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山东与其他现货省的报价与出清规则比较现货出清模型电力现货市场出清模型安全约束机组组合SCUCSecurity-ConstrainedUnitCommitment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。安全约束经济调度SCEDSecurity-ConstrainedEconomicDispatch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。日前（实时）市场出清模型（SCUC和SCED）目标函数发电总成本最小化约束条件系统平衡约束；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；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和SCEDSCUC主要确定机组开停方式；SCED主要确定出力和节点电价；调频出清和备用约束节点边际电价（LocationalMarginalPricing，LMP）节点边际电价的定义定义：节点边际电价（LocationalMarginalPricing，LMP）,是在当前最优交易（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。计算过程由SCED确定最优调度计划，SCUC确定的开停机状态为边界条件；在最优调度计划基础上，在特定节点增加1MW用电负荷，重新进行SCED，确定更新后的调度计划，计算系统发电成本的增加值（目标函数增加），增加值就是节点边际用电成本；特征在无阻塞时，如果不考虑输电网损分量，所有节点的节点电价就是边际机组的报价，是成交机组的最高报价，或者是不成交机组的最低报价。阻塞发生后，全网不同节点的电价出现差异。英国Pool日前市场：按照系统边际电能电价（SystemMarginalPricing，SMP）出清现货集中竞价中的约束出清负荷/用电需求机组报价高峰需求曲线D结算价格PEQE需求量/负荷需求8765432191112供给曲线S机组交易剩余未成交机组电量中标机组最高价未中标机组最低价结算价格PE1因为约束出力上限约束未成交因为约束出力下限约束成交1010131415低谷需求曲线D低谷结算价格PE3成交机组电量没有电网阻塞情况下，各分时市场按照系统边际电能电价（SystemMarginalPricing，SMP）出清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负荷/用电需求机组报价高峰需求曲线D2结算价格PEQE需求量/负荷需求8765432191112供给曲线S机组交易剩余未成交机组电量中标机组最高价未中标机组最低价结算价格PE1因为约束出力上限约束未成交因为约束出力下限约束成交1010131415低谷需求曲线D1低谷结算价格PE3成交机组电量优先发电+开机机组最小技术出力低谷需求曲线D3开机最小出力强制成交，可看成按照最低报价出清。BA发电商1

发电商2

用户输电线路输电功率极限为Q1两节点网络的LMP

QPO

D2=100阻塞盈余S1D2

T=50S2S1成交量

S2成交量

D1T

D1=40Pb=400Pa=200当用电需求为D1的时候，电网没有阻塞，均衡出清价为Pa;当用电需求为D2的时候，电网阻塞，出清节点电价为Pa和Pb；平衡节点法：A或B3节点网络的节点边际电价(LMP):情景1情景4:用电负荷：D1:y1=0,D2:y2=0,D3:y3=1000MW；线路功率极限：L1:L1_max=100MW，参考方向：BA；调度方式与中标：潮流：阻塞情况：L1的BA方向阻塞节点电价与增量发电成本：当节点A的D1增加1MW，如何调度？考虑选择1：G2多发，会增加L1功率，不可行；考虑选择2：

G2减少1MW，G3增加2MW，如何？G2减少向节点C送1MW，在L1的BA方向上空出1/3MW空间；G3替代G2在节点C多发1MW；G3向节点A增送1MW，在L1上BA方向增加1/3兆瓦，L1的BA方向潮流总变化为0；但G2和G3的合计增加发电功率1MW，发电增量成本：Lmp-A=(-1)*200+2*400=600(元/MWh)结论：节点电价高于所有机组报价；BAG1

D1

L1

L2

L3

400

X1=300

100

500

Y2=0

x2=600

x3=100

y3=1000

y1=0

P1=100X1_max=100P2=200P3=400S1=300S3=1000S3=1000CG3

D3

G2

D2

L1flowL2flowL3flowAC300MW-100100200BC600MW200400200合计100500400

G1G2G3增量成本LMP10-12600LMP2010200LMP3

1400

L1L2L3AC-1/3

1/3

2/3BC

1/3

2/3

1/3CA

1/3-1/3-2/3BA

2/3

1/3

-1/3

G1G2G3D3Price（元/MWh）100200400

X中标(MW)3006001001000容量(MW)300100010003节点网络的节点边际电价(LMP):情景2用电负荷：D1:y1=0,D2:y2=0,D3:y3=1000MW；线路功率极限：L3:L3_max=300MW，参考方向：AC；调度方式与中标：潮流：阻塞情况：L3的AC方向阻塞当节点A的D1增加1MW，如何调度？考虑选择1：G1多发，无增量潮流，可行，增量发电成本100元/MWh；但是，是不是最低增量成本的供电方式？考虑选择2：

G3减少1MW，G2增加2MW，如何？G3向A节点送电1MW，L3潮流增加-1/3；G3向C节点送电1MW(替G3发电1MW)，L3潮流增加1/3，L3的总变化为0；但G2和G3总增加发电功率1MW，发电增量成本：Lmp-A=(-1)*450+2*200=-50(元/MWh)结论：节点电价低于所有机组报价，节点电价为负；低成本机组给高成本机组让通道，因为敏感因子ptdf差异BAG1

D1

L1

L2

L3

300

X1=0

300

600

x2=900

x3=100

y3=1000

P1=100X3_max=300P2=200P3=450S1=150S3=1000S3=1000CG3

D3

G2

D2

L1flowL2flowL3flowAC0MW000BC600MW300600300合计300600300

G1G2G3增量成本LMP102-1-50LMp2010200LMP3

1450

L1L2L3AC-1/3

1/3

2/3BC

1/3

2/3

1/3CA

1/3-1/3-2/3BA

2/3

1/3

-1/3

G1G2G3D3Price（元/MWh）100200450

X中标(MW)09001001000容量(MW束优化问题和资源影子价格经济调度中的模型约束最优化问题最优化是现货出清模型的主要建模方法，一般而言，约束优化模型可以表示为如图。x表示控制变量或决策变量，f(x)为目标函数，h(x)为等式约束函数，g(x)表示不等式约束函数。上述最优化问题是通过搜索x的最优解，以实现最小化f的目标，但需要满足等式约束和不等式约束的条件或要求。如果上述函数均为线性函数，则该优化问题为线性规划问题。若上述函数中有二次函数，则为二次规划问题。若中既包含连续变量，也包含整数变量，则上述问题为混合整数规划问题（mixedintegerplanning，MIP）。现货市场中的最优化问题一个只有两台煤电机组的系统为例，不考虑电网潮流约束，机组1的报价为400元/MWh，机组2的报价为300元/MWh，机组1和机组2的额定容量分别为600MW和1000MW。某时刻系统用电负荷为1200MW，不考虑机组最小出力约束，假设机组1和机组2的出力分别为x1和x2，则对应的约束优化模型如图通过求解上述问题，可知最优解为：x2=1000和x1=200

，发电购电成本（即目标函数值）为380000元。约束的拉格朗日乘子或资源影子价格约束优化问题中，如果改变模型中的某个参数，则问题的最优解和目标函数值会发生一定变化，由此可以展开相应的敏感性分析。如果让等式约束和不等式约束的常数项（或称为资源项）发生单位变化，优化问题目标函数值的变化就是该约束资源的拉格朗日乘子或影子价格。对于经济调度模型，改变功率平衡约束中的用电负荷，也就是改变平衡约束的常数，如从1200增加到1201，约束优化问题变化如图。

输电约束对发电成本的影响如果机组2在城市A，而机组1在城市B，用电负荷也在城市B，从A到B的输电线路极限为800MW。考虑到上述输电网潮流约束，在用电负荷水平不变的情况下，上述经济调度模型调整如图。通过求解上述问题，可知最优解x2=800和x1=400，发电购电成本（即目标函数值）为400000元，电网约束降低了机组配置效率，增加了发电成本。输电功率约束的拉格朗日乘子或影子价格对于上述的经济调度模型，改变输电功率约束中的输电潮流极限，也就是不平衡约束的资源，如从800增加到801，约束优化问题变化如下：通过求解上述问题，可知最优解x1和x2，发电购电成本（即目标函数值）为399900元，比负荷调整前的经济成本降低了100元，这就是输电功率极限（可以理解为输电容量）单位增加降低的系统发电成本，也就是说，这是输电约束的拉格朗日乘子或影子价格为100元。输电功率约束松弛对影子价格影响对于上述的经济调度模型，改变输电功率约束中的输电潮流极限，通过松弛约束，引入松弛变量sl，假设松弛带来的越限量惩罚价格为50元/MW，约束优化问题变化如下：通过求解上述问题，可知最优解:sl=200,x1=200,x2=1000

发电购电成本（即目标函数值）为390000元，比不松弛的经济成本（400000）降低了10000元，这就是输电功率极限（可以理解为输电容量）放松后降低的系统发电成本。是否松弛与惩罚价格有关，如果惩罚价格高，就不会有松弛。输电功率约束松弛对影子价格影响将负荷增加到1500MW，不通过松弛约束无可行解，令松弛带来的越限量惩罚价格为5000元/MW，约束优化问题变化如下：通过求解上述问题，可知最优解:sl=100,x1=600,x2=900

发电购电成本（即目标函数值）为1010000元，输电约束影子价格为5000，B节点的节点电价为5300元/MWh。如果不松弛就没有可行解，则惩罚价格就是输电约束的影子价格，会直接影响节点电价。节点边际电价LMP的分量节点边际电价LMP（LocationalMarginalPricing）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；边际阻塞电价某节点增加单位用电增加的阻塞输电通道机会成本；边际网损电价某节点增加单位用电给电网增加的损耗电能成本；PTDF矩阵PowerTransferDistributionFactor;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(SlackBus)。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。功率传输转移分布因子Ptdf和潮流计算平衡节点假定节点发电功率流向平衡节点（松弛节点slackbus）,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；用电功率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）三节点电网经济调度模型和节点电价计算拉格朗日乘子，又称影子价格，是约束优化问题中，不等式或等式约束发生单位变化时目标函数的变化值。等式约束的拉格朗日乘子MU，用电负荷增加单位负荷时，系统发电总成本的变化值。潮流不等式约束的拉格朗日乘子LAMBDA，线路稳定性极限值单位变化时，系统发电总成本的变化值。节点电价由MU和潮流约束的LAMBDA，以及阻塞线路对该节点功率的敏感因子ptdf决定。42$/MWh58.43$/MWh22$/MWhL322$/MWh25.3922$/MWh22$/MWh25.3951$/MWh51$/MWh51$/MWh51$/MWh51.3942$/MWh50.94$/MWh36.2958$/MWh54$/MWh22$/MWh22$/MWh51$/MWh52$/MWh38.138.01$/MWh30$/MWh51$/MWh51$/MWh53$/MWh51.3250.8250$/MWh50$/MWh51$/MWh51$/MWh51.39$/MWh52$/MWh51$/MWh51$/MWh50.82$/MWh511104MW680MW522MW500MW329MW322MW320MW309MW284MW281MW274MW248MW234MW224MW206MW22$/MWh45$/MWh36$/MWh42$/MWh51$/MWh34$/MWh37$/MWh36$/MWh924/10400/564865/865580/580652/65275.45/508725/725646/6461100/110042$/MWh38$/MWh687/687Slackbus

低电价区

孤岛区域

边际机组G1

边际机组G5

大城市节点电价影响因素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两节点系统的报价与LMPBA发电商1

发电商2

用户输电线路输电功率极限为Q1主体最大出力（MW）边际成本（元/kWh）最小技术出力（MW）G13000.2150G25000.40AB线路200情景D负荷（MW）G1报价（元/kWh）G1申报出力（MW）G2报价（元/kWh）G2申报出力（MW）G1中标出力（MW）G2中标出力（MW）线路AB（MW）A电价（元/kWh）B电价（元/kWh）15000.23000.85002003002000.20.821800.23000.450018001800.20.231800.393000.450018001800.390.3945000.793000.85002003002000.790.855000.21900.85001903101900.80.865000.813000.85001503501500.80.8低谷期和高峰期的边际机组在变化，低成本的机组也应该控制报价吗？低电价区的机组的物理持留和通道导致系统不出现阻塞，统一出清的价格取决于高电价区的机组报价，特别是考虑到这些机组的参考成本可能很高。分段报价与LMPBA发电商1

发电商2

用户输电线路输电功率极限为Q1主体最大出力（MW）边际成本（元/kWh）最小技术出力（MW）G13000.2150G25000.40AB线路200情景D负荷（MW）G11报价（元/kWh）G11申报出力（MW）G12报价（元/kWh）G12申报出力（MW）G2报价（元/kWh）G2申报出力（MW）G11中标出力（MW）G12中标出力（MW）G2中标出力（MW）线路AB（MW）A电价（元/kWh）B电价（元/kWh）15000.21900.811100.850019003101900.80.821800.21700.81300.850017010000.80.8通过分段，保证成交率和价格控制双重目标？通过分段报价，实现物理持留和通道导致系统不出现阻塞？用EXCEL求解经济调度和节点边际电价功率平衡约束的影子价格计算阻塞线路约束的影子价格计算5节点电网节点电价

5节点电网阻塞管理与节点电价42$/MWh58.43$/MWh22$/MWhL322$/MWh25.3922$/MWh22$/MWh25.3951$/MWh51$/MWh51$/MWh51$/MWh51.3942$/MWh50.94$/MWh36.2958$/MWh54$/MWh22$/MWh22$/MWh51$/MWh52$/MWh38.138.01$/MWh30$/MWh51$/MWh51$/MWh53$/MWh51.3250.8250$/MWh50$/MWh51$/MWh51$/MWh51.39$/MWh52$/MWh51$/MWh51$/MWh50.82$/MWh511104MW680MW522MW500MW329MW322MW320MW309MW284MW281MW274MW248MW234MW224MW206MW22$/MWh45$/MWh36$/MWh42$/MWh51$/MWh34$/MWh37$/MWh36$/MWh924/10400/564865/865580/580652/65275.45/508725/725646/6461100/110042$/MWh38$/MWh687/687Slackbus

低电价区

孤岛区域

边际机组G1

边际机组G5

大城市两阻塞线路节点电价影响因素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机组最大最小出力Ptdf的计算某4节点电网结构如图1，所有支路的阻抗均为1，试求直流潮流功率转移因子，假设平衡节点为N4，各线路的参考方向为：12、23、34、41。线路电抗(%)z12.81Z21.08Z32.97Z42.97Z50.64z63.04zz1=1/(1/(z4+z5)+1/z6)=1.650286zz2=zz1+z2+z3=5.700286Pl1=1*(1/z1)/((1/z1)+(1/zz2))=0.669811Pl2=1-pl1=0.330189Pl3=pl2=0.330189Pl4=pl5=pl3*(1/(z4+z5)/((1/(z4+z5)+1/z6))))=0.150943Pl6=pl3-pl4=0.179245节点电价算例

某三节点输电网络，a节点为装机4000MW的坑口火电厂，b节点为装机1500MW的火电厂和负荷中心，c节点为装机1000MW的光伏基地，三条输电线路Lab、Lac、Lbc参数相同，正常方式下无阻塞。某日23:00，a节点机组报价230元/MWh，b节点机组报价500元/MWh，c节点机组报价0元/MWh，系统负荷需求3800MW。若输电线路Lbc稳定性极限为1000MW，1）计算各节点机组最优出力分配。2）计算c节点的节点电价。答：1）a节点机组3000MW，b节点机组800MW，c节点无发电能力。

2）c节点的节点电价为-40元/MWh(1)组合法(增量潮流法)xa+xb=1xa*ptdfcb-a+xb*ptdfcb-b+(-1)*ptdfcb-c=1000

xa*(-1/3)+xb*(-2/3)+(-1)*0=0xa=(0-(-2/3))/((-1/3)-(-2/3))xa=2xb=-1pricec=pa*xa+pb*xb=2*230-1*500=-40（2）经济调度过程（）xa+xb=3800xa*ptdfcb-a+（xb-3800）*ptdfcb-b+0*ptdfcb-c=0xa=3000xb=800

abc230元/MWh500元/MWh0元/MWh3800MWSa=4000MWSb=1500MWS_cb=1000MWSc=1000MW存在一个包含3条母线和2台发电机组的电力系统，在某时段，在节点A上有一个用户负荷60MW在母线B上有一台发电机组容量30万千瓦、报价0.1元/千瓦时；在母线C上有一台发电机组容量30万千瓦、报价0.4元/千瓦时，一个用户负荷250MW。C母线为平衡节点。输电线路AB阻抗为1,BC阻抗为1，AC阻抗为1,BC最大潮流约束为120MW。不考虑机组的最小出力约束，所有答案均保留整数、取绝对值。答：(1)线路BC影子价格为（）元/MWH?答案：450(2)负荷加权平均节点边际电价为()元/MWH？答案：371（3）当线路AB的阻抗为1，BC的阻抗为2，AC的阻抗为1的时候，其他条件不变，请计算线路BC影子价格?(5分）答案：600当前发电成本=210*100+100*400=61000（元）1.当BC线路多1MW容量时当前发电成本=211.5*100+98.5*400=60550（元）所以BC的影子价格=61000-60550=450（元）2.当A增加1WM负荷当前发电成本=210.5*100+100.5*400=61250（元）则A节点电价=61250-61000=250（元/MWh）当B增加1WM负荷当前发电成本=211*100+100*400=61400（元）则B节点电价=61100-61000=100（元/MWh）当C增加1WM负荷则C节点电价=210*100+101*400-61000=400（元/MWh）所以，负荷加权节点电价为发电成本=272*100+38*400=42400（元）BC影子价格=43000-42400=600（元/MWh）发电成本=272*100+38*400=42400（元）BC影子价格=43000-42400=600（元/MWh）发电成本=270*100+40*400=43000（元）省间和区域电力现货出清模型省间电力现货交易规则参与主体符合条件的发电公司、售电公司和用户、电网代理购电；交易路径交易节点：1个省为1交易节点，如果省内阻塞严重，可1省多节点；省间交易网络：交易节点、跨省交直流通道和省内重要通道组成省间交易网络；交易路径：卖方节点和买方节点优先选择节点奖输电电价最低的交易路径交易；（合同路径法？如何双边？参与集中竞价如何归算到同一交易关口？节点电价法？中长期？）输电价格：基于交易路径，是连接相关两个节点的链接输电通道的输电电价之和；主要按照交易电量而非通道潮流电量计算输电量，除了跨省跨区专项工程（特高压工程？）按物理量计算。输电网损：部分通道需要计算输电网损的影响；出清集中竞价出清根据交易路径，买方主体考虑输电电价和输电网损，折算到卖方节点，申报电力价格曲线；卖方报价从低到高培训，买方报价从高到低排序；（电力，价格-电量

价格？每个小时或每个时刻？）卖方边际价格统一出清；买方按照买方边际价格+输电电价+输电网损折价；日前现货交易15分钟时段，96个时段；D-1日09:45前日前省内市场申报，10：30日前预出清；？11：00-11：30，省间申报，12：30出清；日内现货日内2小时交易周期，如00：15-02：00；T-120-T-110，日内省间申报；T-90-T-60出清；买方报价折算到卖方发电节点或交易关口按照价格差排序交易撮合过程成交结果分析成交情况：成交1：G1到D2成交60MW；成交2：G3到D2成交30MW，D2买完；成交3：G2到D1成交40MW，L1通道用完；成交4：G2到D3成交10MW，G2卖完；边际成交关口1175元/MWhG2120元/MWhD3230元/MWh关口2：185元/MWhG3100元/MWhD2270元/MWh成交均价情况：成交1：G1到D2成交60MW，价格175元/MWh；成交2：G3到D2成交30MW，价格185元/MWh；成交3：G2到D1成交40MW，价格175元/MWh；成交4：G2到D3成交10MW，价格175元/MWh；成交合计D1按175元/MWh从关口1购买40MW，均价175；D2按175元/MWh从关口1购买60MW；按185元/MWh从关口2购买30MW；均价：178.33D3按175元/MWh从关口1购买10MW；均价：175南方区域现货规则特征目标函数为区域各省的总发电成本和跨省输电费用最小化；不同于国网省间现货，是全电量调度，包含SCUC；不同于省内现货，决策变量包含跨省送电成分；包含水电调度和直流通道调度物理约束；实现了电能量和辅助服务的联合优化；分省功率平衡约束；新能源弃风弃光带惩罚因子；南方区域现货与国网省间现货规则的简单对比有没有机组组合南方区域有，国网省间没有省间与省内现货的替代或互补关系南方区域可替代省内现货，国网省间现货为嵌入式现货分省平衡情况国网现货为发电省交易关口平衡，南方区域为所有省内部平衡；水电调度、直流调度和辅助服务南方区域现货有，国网省间现货没有；省间输电电价国网省间现货中，受电省归算到发电省交易；南方区域市场中，输电电价在目标函数中，省间通道约束紧时，发电省和受电省价差为输电电价；SCUC目标函数分省负荷平衡直流线路负荷平衡约束直流线路功率爬坡约束直流线路最大最小功率约束水电水位控制两结算系统（日前市场+实时市场）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；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；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；现货市场两结算系统与平衡结算集中式现货（PJM）日前电能量市场+实时偏差电能量市场市场出清和结算基于总量，实时市场不是剩余需求市场；实时市场提供的平衡服务价格信号是隐性的，实时平衡机组通过调频、备用和实时电能量市场获得平衡服务补偿；实时结算往往是事后结算，包括机组；日前可看成期货市场，允许日前市场的虚拟交易，实现日前和实时市场价差套利分散式现货（英国）电能量交易+平衡市场交易；平衡市场是剩余需求市场，价格信号是显性和准确的；实时结算中，导致偏差的主体为事后结算（SBP和SSP），提供平衡服务的主体为事前结算；偏差考核与平衡市场如果没有提供平衡服务，系统会供不应求带来不平衡的主体用户实际用电量多于合同电量；有发电商实际发电量小于合同电量；面对不平衡结算，被惩罚；在PJM，如果偏差量与系统相反，则获得奖励；系统组织的提供平衡服务的主体增加发电或减少用电；获得奖励PJMLMPda<LMPrt如果没有提供平衡服务，系统会供过于求带来不平衡的主体用户实际用电量的少于合同电量；发电商实际发电量的多于合同电量；面对不平衡结算，被惩罚；在PJM，如果偏差量与系统相反，则获得奖励；系统组织的提供平衡服务的主体减少发电或增加用电；获得奖励；PJMLMPda>LMPrt

QPO发电商边际成本

q1

q0

q2增加发电功率增加的成本

p1

p0

p2减少发电功率损失的利润增加发电功率增加的利润PJM的不平衡结算—两结算系统（日前市场和实时市场）PJM的不平衡结算—两结算系统（日前市场和实时市场）英国电力市场的平衡市场和不平衡结算价格日内市场关闭后，机组和具有DR能力的用户可参与平衡服务报价，向上和向下的报价均成对出现；不平衡结算的价格：向系统购买价格SBP和向系统出售价格SSP；SBP大于SSP；SSP有时是负数；2015年以后，SSP和SBP统一为EIP；日前中标出力实时中标出力实时偏差出力日前价格实时电价日前收入实时收入总收入450478.2628.2618021020250777.1521027.15509.2475.74-33.4611511014639.5-920.1513719.35日前收入=日前中标电量*日前价格=日前中标出力*1/4*日前价格=450*(1/4)*180=20250实时市场收入=（实时中标电量-日前中标电量）*实时电价=（实时中标出力-日前中标出力）*(1/4)*实时电价=(478.26-450)*(1/4)*210=1483电能量收入=日前收入+实时收入=20250+1483=21733偏差结算与虚拟交易举例情景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；某市场规则设置用户偏差收益转移电费，即对于用户侧实时市场分时偏差电量进行事后计算判断，超出允许偏差范围（λ0=50%）的，将用户允许偏差外的实时市场与日前市场分时价格的价差收益，纳入平衡资金处理。市场用户A某日T时的结算数据如下(只考虑日前市场和实时市场)：日前市场申报的用电量300，日前市场价格0.4；实时市场实际的用电量100，实时市场价格0.5。求用户偏差收益转移电费。答：投机套利：R=(Q申报－Q用电）×(P实时统一－P日前统一)市场用户A：R套利=（300-100）×(0.5-0.4)=20允许的收益：R=Q用电×λ0×(P实时统一－P日前统一)=100×0.5×(0.5－0.4)=5应当转移的偏差收益：C=[Q申报－Q用电×（1+λ0）]×(P实时统一－P日前统一),λ0=0.5C=[300－100×（1+0.5）]×(0.5－0.4)=15电力金融衍生品市场（FTR）金融输电权（FTR）FinancialTransmissionRight,FTR金融合同持有者可以获得点对点输电路径的基于日前小时阻塞价格差异带来的收益；实时电价LMPDALMP=systemEnergyPrice+MarginalLossPrice+CongestionPrice;实时电价LMP具有不确定性和波动性，当电网阻塞时，PJM从用户获得的电能收入高于对发电公司的电能支出；

FTR对市场主体提供一种获得价格确定性的方法，是一种独立于输电服务的对冲工具；FTRValue=(FTRMW)*(CongestionPricesink-CongestionPricesource);如何获得FTR一级市场：年度/月度FTR拍卖;二级市场：双边协商FTR应用情景算例发电A按照节点1电价结算；用户B按照所在节点2的节点电价结算；在4月份，A和B签订基于节点2电价为参考电价的5月份差价合约，5月份的每个时刻合约量100MWh，合约价格300元/MWh;5月1号10点的节点1电价为200元/MWh，节点2电价为350元/MWh，A和B的现货量均为100MWh,此时，凭借差价合约，B用户得到（350-300）=50元/MWh补偿，最终结算价格为：350-50=300元=差价合约签订价格；发电A差价合约损失50元/MWh,最终结算价格为：200-50=150元/MWh.A发电公司原来以为签订差价合约就可以实现价格锁定，没想到差价合约使得本来就低的节点电价更低，没有雪中送炭，反而是雪上加霜。还好，A发电公司通过拍卖获得路径从1节点到2节点的FTR，获得阻塞收入：（350-200）=150元补偿，拍卖时的购买FTR成本为50元/MWh;如果不考虑购买FTR成本，A公司最终收入=200-50+150=300元/MWh，CFD+FTR实现了完美对冲；如果考虑购买FTR成本，最终度电收入：300-50=250元/MWh发现FTR是解决阻塞带来的节点电价差异情景下的长期对冲问题，需要CFD（或期货）+FTR。国内的输电权需要设计发电物理节点到统一结算电价对应的用户虚拟参考节点的FTR，用户拥有拍卖收益权，发电公司可以竞价购买。现货市场下的中长期差价合约双向差价合约时间现货市场电价P合同价P0若P<P0,买方补卖方E0×（P0-P）若P>P0,卖方补买方E0×（P-P0）时间电价P封顶价P0若P>P0,卖方补买方E0×（P-P0）时间电价P封底价P0若P<P0,买方补卖方E0×（P0-P）单向封顶差价合约（CAPs）单向封底差价合约(Floors)时间电价P封顶价P1若P<P2,买方补卖方E0×（P2-P）若P>P1,卖方补买方E0×（P-P1）封底价P2限定区间价交易合约差价合约举例计算方法卖方差价合约收益=（差价合约-市场价格）*合约量买方差价合约收益=（市场价格-差价合约）*合约量举例用户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对冲价差套利对赌合约性质=250*（150-100）+200*100；

套期保值规避价格风险发电公司B收入=130*250+（200-250）*100=250*（130-100）+200*100；

没有阻塞时，合约完全对冲现货价格，实现套期保值如果合约参考价格不是发电节点电价，是用户节点电价，出现阻塞时，价格不同Tr=130*250+（200-1000）*100基荷峰荷基荷峰荷CFD的典型日负荷曲线总是与实际出力不一致，最大程度匹配也会有踏空（过度对冲）和对冲不足，需要日滚动撮合市场；通过逐级滚动对冲控制交易风险，考虑现货带来的机遇和CFD套利的可能性，不匹配是常态；过度对冲和对冲不足可能是一种套利策略的结果，考虑到中长期交易的定周期重复交易组织，及未来向社会开放的可能性，流动性产生套利的可能性。合约参考价格的选择广东模式：统一结算价或用户加权平均节点电价；发电不能完全对冲；需要设计FTR对冲发电节点电价与统一结算价的价差波动性；当缺乏FTR时阻塞价格波动性让发电承担；山西模式：发电节点电价，用户按照统一结算价；发电完全对冲，用户也是；阻塞盈余波动性隐藏在不平衡费用中；阻塞不严重时两种模式都差不多。CFD交易与现货交易CFD市场是现货市场衍生品市场，价格取决于现货市场价格预测和历史价格，不是相互独立的市场，这与中长期物理合约不一样。市场主体从自身利益最大化的目标进行交易，平衡CFD头寸和现货报价策略。如果现货价格比CFD便宜很多，特别是基荷合同，用户可能会减少或放弃CFD合约。对于现货交易来说，CFD收益是沉没成本（或收益），与现货报价无关，所以，发电公司不管是否签CFD，都要坚守边际成本底线。日前市场中，低谷期因为供需比大及火电最小出力原因，发电侧很难控制价格，所以，控制价格主要在高峰期，进而影响未来CFD价格。在广东模式下，用户可以通过CFD完全规避合约量内的价格风险。对于发电公司，则只能减少价格波动（出现阻塞时），用户加权平均电价与发电节点电价之间的价差波动不能消除，低电价区的发电机组的电价在高峰期可能会因为签订CFD进一步降低电价。。电力现货市场的政策、规则与现状《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》发改办能源〔2017〕1453号改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，进一步释放改革红利。选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。试点地区应围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。试点地区要在2018年底前启动电力现货市场试运行，同时推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》2021年339号文国家发改委2021年339号文《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。积极稳妥扩大现货试点范围，选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点。通知要求上海、江苏、安徽三地加强与长三角区域市场的统筹协调。支持南方区域电力市场试点，加快研究京津冀电力市场建设、长三角区域电力市场建设方案。《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）推动现货市场转正式运行。各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，可按程序转入正式运行。加快区域电力市场建设。南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行。2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。建设情况截至2023年底，包括第一、二批试点地区和南方区域在内，全国共有5个电力现货市场正式运行地区，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行，我国现货市场已经基本做到“省份全覆盖”。现货试点地区方面，山西与广东现货市场建设进程最快，分别于2023年12月22日和12月28日转入正式运行，蒙西、山东、甘肃陆续在2024年和2025年开始正式运行。第二批6个试点地区，江苏、安徽、辽宁、湖北、河南等5个地区已完成整月连续结算试运行，上海完成调电试运行工作。非试点地区方面，江西现货市场建设进度最快，2023年6月20日，完成现货市场结算试运行，成为全国首个开展现货结算的非试点省份；宁夏、河北南网、陕西和重庆等4个地区分别于2023年下半年陆续启动结算试运行；天津、黑龙江、青海、新疆、吉林和蒙东等地区和省分别开始了模拟试运行工作。区域现货市场方面，南方区域现货市场于2022年7月23日启动模拟试运行后，进入长周期不间断模拟状态，2023年，完成了整年的模拟试运行工作，其中共开展调电试运行6次，其中覆盖三省（广东、贵州和海南）和覆盖五省（区）全区域的结算试运行各1次，并在2023年12月16日首次实现全区域电力现货市场结算，完成区域市场从模拟运行到实时结算的重要转变，是全国第一个“开花结果”的区域电力市场。2021年11月，我国印发首个《省间电力现货交易规则（试行）》，2024年已经开始正式运行，覆盖范围为和内蒙古电力公司经营区，但买方均为电网公司代理购电，售电公司和用户尚未参与，累计交易电量达569亿千瓦时。近期建设任务按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省（区、市）/区域现货市场；省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易；集中式现货模式日前市场：加快推动日前市场以市场化用户申报曲线叠加非市场化用户预测曲线为依据开展集中优化出清；日前可靠性机组组合（RUC）：为满足系统运行安全需要，可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。价格机制选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价机制；节点边际电价(LMP)：包含电能量分类和阻塞分量，适用于阻塞严重、输电能力受限地区。分区边际电价（ZMP）；在电网阻塞是，按照阻塞断面将市场分成不同的分区，并以各分区内边际价格做为分区电价，适用于存在明显阻塞断面的地区。系统边际电价：以市场内统一边际价格结算。《电力现货市场基本规则（试行）》国家能源局2023年9月近期建设任务按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省（区、市）/区域现货市场；省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易；集中式现货模式日前市场：加快推动日前市场以市场化用户申报曲线叠加非市场化用户预测曲线为依据开展集中优化出清；日前可靠性机组组合（RUC）：为满足系统运行安全需要，可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。价格机制选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价机制；节点边际电价(LMP)：包含电能量分类和阻塞分量，适用于阻塞严重、输电能力受限地区。分区边际电价（ZMP）；在电网阻塞是，按照阻塞断面将市场分成不同的分区，并以各分区内边际价格做为分区电价，适用于存在明显阻塞断面的地区。系统边际电价：以市场内统一边际价格结算。《电力现货市场基本规则（试行）》国家能源局2023年9月用户侧用电价格电能量价格+输配电价（含交叉补贴）+上网环节线损费用+系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等（燃煤电厂容量电费和不平衡费用等））+政府性基金及附加结算方式一：现货市场全电量按照现货市场价格结算，中长期合同量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。方式二：中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区域中长期结算参考点的现货价格差值（中长期阻塞费用），实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。（日前偏差按照日前价格，实时偏差按照实时电价）《电力现货市场基本规则（试行）》国家能源局2023年9月结算方式分析发电A和用户B签订中长期合约后中长期市场：合约价格：400元/MWh，分时合约量100MWh。日前市场：日前发电节点电价：300元/MWh，发电日前分时电量120MWh；用户日前分时电量130MWh日，用户日前统一结算点电价：1000元/MWh。方式1TR_A=100×（400-1000）+120×300=

-24000（元）TC_B=100×（400-1000）+

130×1000=70000（元）方式2TR_A=100×（400+300-1000）+（120-100）×300=100×400+（120-100）×300-100×（1000-300）=46000-70000=-24000（元）TC_B=100×400+（130-100）×1000=70000（元）中长期合约的现货阻塞费用=合约电量×（中长期结算参考点现货电价-日前市场节点/分区边际电价）100×（300-1000）=-70000合约参考价格的选择广东模式：统一结算价或用户加权平均节点电价；发电不能完全对冲；需要设计FTR对冲发电节点电价与统一结算价的价差波动性；当缺乏FTR时阻塞价格波动性让发电承担；山西模式：发电节点电价，用户按照统一结算价；发电完全对冲，用户也是；阻塞盈余波动性隐藏在不平衡费用中；阻塞不严重时两种模式都差不多。结算方式分析发电A和用户B签订中长期合约后中长期市场：合约价格：400元/MWh，分时合约量100MWh。日前市场：日前发电节点电价：300元/MWh，发电日前分时电量120MWh；用户日前分时电量130MWh日，用户日前统一结算点电价：1000元/MWh。山西模式TR_A=100×400+（120-100）×300=100×（400-300）+120×300=46000TC_B=100×400+（130-100）×1000=100×（400-1000）+130×1000=70000优点：发电用电通过差价合约完全对冲但是：[100×（400-300）]+[100×（400-1000）]不等于0，对赌合约收支不平衡。广东模式TR_A=100×（400-1000）+120×300=100×400+（120-100）×300-100×（1000-300）=

-24000（元）负收入！TC_B=100×（400-1000）+

130×1000=100×400+（130-100）×1000=7000

[100×（400-1000）]=[100×（400-1000）]对赌合约收支平衡；用户完全对冲；但是，发电不能完全对冲，差额：100×（1000-300）=-70000

中长期阻塞费用=合约电量×（中长期结算参考点现货电价-日前市场节点/分区边际电价）；各省规则比较市场体系一般现货市场省都包含中长期市场、日前市场和实时市场。没有日前市场，如蒙西和湖北；用户侧没有日前市场，而发电侧有日前市场，如安徽。参与电源一般现货市场省首先进入现货市场的都是火电，水电大省中水电也进入市场如四川；新能源大省中新能源进入市场如山西、蒙西和山东。中长期合约参考现货价格按照日前用户加权平均节点电价（统一结算价）确定，如广东；或者分区边际电价，如蒙西；发电按节点电价结算，用户按照统一结算价结算，如山西；对于没有日前市场的省，按照实时统一结算价结算，如蒙西。日前申报用户日前申报有些省用户不参与现货且不申报，如浙江、蒙西、四川、安徽和湖北；有些省用户报量不报价，报量不进现货出清，如上海和辽宁；有些省用户报量不报价，报量进入现货出清，如山西、山东和江苏；有些省用户报量报价，报价参与出清，如广东和甘肃。火电日前申报在申报价格下限中，最低是山东的-80元/MWh，一般都是0元/MWh，最高是甘肃的40元/MWh。申报价格上限一般为1000元/MWh，低的如甘肃的650元/MWh。申报的分段数量也不等，以最多10段居多。在四川，火电机组只是在枯水期申报，在丰水期不申报。新能源申报三个阶段：不参与，报量不报价，报量报价；各省情况新能源不参加申报，如广东、安徽和湖北；新能源申报时报量不报价，如山西、浙江、山东等省。新能源申报采用报量报价方式的，往往是新能源大省，如蒙西和甘肃。影响因素：新能源进入市场的方式主要和新能源的比重及新能源消纳的难易度有关，比重越大，越需要进市场；消纳越难，越倾向于报量报价方式。可靠性机组组合可靠性机组组合可靠性机组组合：利用系统预测负荷进行机组组合或经济调度；用户不参与出清（SCUC）或（SCUC+SCED）；为什么不参与？市场化机组组合：用户参与出清（SCUC和SCED）衔接关系以市场化机组组合为主，可靠性机组组合校验，如江苏、山西、山东、安徽和甘肃等；只有可靠性机组组合，没有市场化机组组合，经济调度也是预测负荷，如广东、浙江和蒙西等。出清模型和结算价格出清价格现货出清价格下限中，浙江的-200元/MWh和山东的-80元/MWh，大部分省为0元/MWh。现货出清价格上限中，最高的是蒙西的5000