电力现货、中长期及辅助服务市场

一现货电力市场二电力中长期市场（含绿电交易）二三电力辅助服务市场一现货电力市场现货电力市场又称短期电力市场，其通常是针对实际用现货电力市场的主要作用对于那些反应速度较慢，需要提对于那些反应速度较慢，需要提前市场的存在为高效可靠地对其平衡/实时市场引入了促使系统中反应迅速的各类资源在实时改变其日前调度结果的竞争机制，进而可以高效可靠地平衡电力系统的实时有功功率，从而为保障系统安全可靠与经济运行起到了），组织方式与决策主体现货电力市场是通过现货电力市场是通过集中竞价的方式组织交易的，因此，在现货电力市场中，除了交易参与者外，还应包括交易的组织者，即负责组织集中交易及运行市场出清的机构或部门。组织者负责工作独立的市场运营机构（ISO）集中撮合+出清决策+阻塞管理电力交易中心（PX）集中撮合+出清决策交易申报-发电侧常规燃煤机组：申报信息：机组启动费用（元/次）、空载费用（元/小时）和电能量费用（元/兆瓦时）。机组启动费用：申报的启动费用不得超过火电机组启动费用上限。发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息进行认定。电能量费用：•发电机组最多申报10段，电力最小单位是1MW，申报电价的最小单位是10元/MWh；•第一段出力区间起点为机组的深度调峰能力，最后一段出力区间终点为机组的额定有功功率，每一个报价段的起始出力点必须等于上一报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报价曲线必须随出力增加单调非递减。每段报价段的长度不能低于机组额定有功功率的5%。每段报价的电能量价格均不可超过申报价格的上限、下限限制。机组启动费用设置上限机组额定容量级别（MW机组启动费用设置上限机组额定容量级别（MW）机组启动费用上限（万元/次）200及以下40300-350600及以上n段报价170190240280150300价格/元/MWh250220200发电出力/MW 单个发电商申报的交易计划（报价曲线）交易申报-发电侧 单个售电商申报的交易计划（报价曲线）一、生产函数情况下，生产中所使用的各种生产要素的数量与所能生产的最大产量之间的关系Q=f(Xl,X2,...,Xn)资本、土地和企业家才能）（1）一旦技术发生变化，生产函数就会（2）“最大的产量”：生产函数所要求的生产技术是最有效率的，其产量是不可能再增大的产量。为了简化分析，考虑一种简单的生产过程，厂商利用两种投入：劳动L和资本K,生产一种产出Q,用函数表示：短期：生产者不能调整全部生产要素的投入量，至少有一种生产要素的数量是固定的。生产要素分为可变要素和不变（固定）要素。长期：生产者可以调整全部生产要素的投入量，因此所有生产要素都是可变的。总产量(TotalProduct)：TPL指与一定的可变要素相对应的最大产量 =f(L,K)平均产量（AverageProduct):APL指总产量与所使用的可变要素的投入量之比边际产量（MarginalProduct)量所增加的产量F1FF·3·TP··LMPLOLLMPLOL1L2L3L·即最佳技术系即最佳技术系数ll生产中，可变要素与不变要素之间在数量上都存在一个最佳配合比例。ll开始时，由于可变要素投入量小于最佳配合比例所需数量，随着可变要素投入量的逐渐增加，越来越接近最佳配合比例。l边际产量是呈递增的趋势。ll当达到最佳配合比例后，再增加可变要素的投入，可变生产要素的边际产量就是呈递减趋势。LL第І阶段C’DAPLMPLD’L生产者进行短期生产的决策空间生产者进行短期生产的决策空间为第二阶段短期成本理论由于在短期内厂商只能调整部分可变生产要素，所以成本也被分为可变成本和不变(固定)成本短期总产量与短期总成本的关系Q=f(L,K)STC(Q)=w.L(Q)+r.K TFC总不变成本：厂商在短期内为生产一总不变成本不随产量的变化而变化总可变成本：STVC=STVC(Q)总可变成本随产量的变动而变动总成本：是厂商在短期内为生产一定量的产品对全部生产要素所支付的总成本STC(Q)=TFC+STVC(Q)TFCTFCQSTVCC平均总成本:厂商在短期内平均每生产一单位产品所消耗的全部成本边际成本:厂商在短期内增加一单位产量时所增加的总成本SMC(Q)=ΔSTC(Q)边际报酬递减规律•边际报酬递减规律作用下的短期边际产量和短期边际成本之间存在着一定的对应关系：边际产量递增阶段对应边际成本的递减阶段；边际产量最大值对应边际成本的最小值。MPMPLAPLMCAC短期生产函数与短期成本函数之间的关系MCMC•以要素为自变量对产品（产量）求一阶导数：注意：边际产量与边际产品价值边际产量MP:每增加使用一个单位要素所增加的产量边际产品价值VMP:每增加使用一个单位要素所增加的收益VMPVMP（P>1VMPVMP（P>1）MPVMP（P<1）LoLVMPVMP 供给曲线供给曲线S由边际成本曲线需求曲线D由边际产品价值+存在省内调频市场下的出清顺序系统电价和发电曲线、用确定机组出力，引导市场主体主动调峰（SCED）确定机组组合(SCUC)调频市场出清实时出清流程日前出清流程机组出力范围简单的阻塞管理市场出清原理展示/300￥/MWh¥¥/MWh系统边际电价★优点：价格形成机理简单，不涉及阻塞不平衡资金，便于市场主体理解；利益格局相对调整较小缺点：电力空间价值反映不充分，对发电侧存在过激励/欠激励导向若边际电价＞窝电区域机组报价，机组有增加出力动力若边际电价＜顶峰区域机组报价，机组有减小出力动力适用场景：电网阻塞问题不严重，几乎不存在阻塞断面节点边际电价★优点：能形成真实反映电力商品时空价值的价格信号，价格信号能有效引导发电侧调整出力缺点：市场主体初期理解较为困难，阻塞不平衡资金计算、分摊过程复杂；利益格局调整较大适用场景：电网阻塞复杂，无法明确分为相互独立的阻塞区SCED算例设系统中共有设系统中共有NG家常规发电商、NW家新能源发电商、N个系统节点、NL条线路，在日前市场中，全天的交易总时段数为T，则式（1）至（6）即表示基于阻塞管理方法的日前电力市场基本出清模型——SCED。在单侧竞价的现货电力市场中，出清模型所追究的目标应为最小化系统运行成本：式（1）式（1）中，pj,t（vj,t）表示发电商j针对时段t报出的价格，由于新能源发电商往往可以仅申报出力计划，因此，可认为pj,t很小或为0。pi,t,pj,t（vi,j,t）均为模型的系数;pi,t,wj,t（vi,j,t）表示常规及新能源发电商在t时段的出力，为部分决策变量。 对于系统中的任一节点"，注入该节点的有功功率应当与流出该节点的有功功率相平衡：式（式（2）中，Θn表示所有连接在节点"上的机组及负荷所组成的集合；Ξn表示所有与节点"直接相连的节点所组成的集合；xn,n,表示节点"与"9之间线路上的电抗；θn,t与θn,,t分别表示t时段节点"与"9各自的线电压相角。 在日前出清中，对于常规发电商而言，其各时段机组出力受到其装机容量/或申报上、下界的限制；对于新能源发电商而言，其各时段机组出力应受到对其实时自然出力预测的限制：pi,min≤pi,t≤pi,max,∀i,t（3）0≤wj,t≤wj,t,∀j,t（4） 对于常规发电商而言，其相邻时段间的机组出力还受lpi,t__pi,t1l≤rai,∀i,∀t>1（5）式（式（5）中，rai表示常规发电商i相邻时段间的爬坡率限制。 对于系统中的任一条线路"",，其上所分布的有功潮流不能超过线路传输容量的限制：式（式（6）中，Fn,n9表示线路"",的有功功率传输容量。（SCED）模型中，若去掉约束条件（5）及（6）的绝对值符号，则整个模型可转化为一个标准的（线性）凸则模型一定存在全局最优解。实时市场实时市场一般是在电力实际交付时刻之前的数分钟至数十分钟开展的，该市场是现货电力市场体系中依靠市场方式平衡功率的最后一个阶段,兼有市场交易与系统平衡调度的功能。多数实时市场均按照单时段组织，因此，通常情况下，在一个交易日中会存在多个按时间顺序先后开展的实时市场。一个交易日中的实时市场序列是对应于该日的时段划分结果而开即：若一天被划分成96个交易时段，则其全天的实时市场也存在96个，且与交易时段一一对应。市场边界条件市场申报市场出清安全校核日前现货交易所日前现货交易所日内超短期系统负荷与母线负荷预测、日内新能源发电的超短期预测出力、日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果,原则上作为实时省内电力现货市场出实时市场报价通实时市场报价通常采用日前市场封存的申报信息,新能源场站可根据超短期负荷预测结果重新申报电网调度机构将新能电网调度机构将新能源发电预测、日内省间现货交易结果、各机组日前报价等作为考虑线路容量、机组过经济调度程序进行形成各机组下一个15min的发电计划与实时电能量市实时电能量市场的安全校核与日前电能量市场的安全校以对应时段市场以对应时段市场出清结果为拟执行的实时调度计划,保障系统安全稳定运行和电力当实时系统出现当实时系统出现正偏差(用电增量或发电缺额)时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运行约束条件的基础上，按报价由低到高依次调增在线机组的发电计划。当实时系统出现负偏差(用电减少或发电富余)时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运行约束条件的基础上，按照报价由高到低依次调减在线机组的发电计划。实时偏差电量电费=∑实际上网电量－日前市场出清电量）×实时市场中长期差价合约电费=∑［合约电量×（合约价格－中长期结算参考点现货）］用户侧主体电能量电费为其日前全电量电费、实时偏差电量电费、中长期差价合约电费之和，结算公式如下：用户侧电能量电费＝日前全电量电费＋实时偏差电量电费＋中长期差价合约电费日前全电量电费=∑［日前市场出清电量×日前市场节点/分区边际电价或统一结算点电价］实时偏差电量电费=∑实际用电量－日前市场出清电量）×实时市场节点/分区边际电价或统一结算点电价］中长期差价合约电费=∑［合约电量×（合约价格－中长期结算参考点现货电价）］基本概念基本概念现货市场运行前后中长期合约差异现货市场运行前后中长期合约差异有分解曲线有分解曲线，电量分解至小时有结算参考点年、月、月内合约差价合约，无需经交易校核作用：用于锁定大部分电量的收益，规避现货价格波动风险无分解曲线，月度总电量无结算参考点年、月合约实物合约、需经安全校核作用：用于满足发用电侧生产、用电需求，发电计划的制定依据以分时段交易为基础的中长期市场分时段交易分为全时段（24小时）交易和小时能量全时段（24小时）交易：指合同交易量及交易曲线覆盖交易期内全部自然日的24小时的合约交易（以1小时为基本时间单位）。小时能量块交易：指合同交易量为交易期内某一个小时（或多个小时）能量的合约交易（以1小时为基本时间单位）。交易品种与交易周期交易品种与交易周期组织周期：年度、月度、月内（周或D+3日）；交易标的：年度、月度交易为次年、次月分时段电量；月内（周或D+3日）交易为次周（或连续多日）分时段电量。 场外 场外场内 场内双边协商交易市场主体之间自主协商交易电量、分解曲线、交易价格，以及交易周期允许范围内的合约执行起止时间。集中竞价交易购电方或售电方通过交易平台自行申报交易曲线或时段电量、电价、交易执行时间等，由交易平台按边际统一出清原则出清。将买方报价由高到低排序，卖方报价由低到高排序后，买卖双方申报曲线交叉点对应的价格为边际出清价格，卖方低于和买方高于边际出清价格的申报电量均成交，等于边际出清价格的按买卖双方申报量较小者成交。集中竞价交易挂牌交易在规定交易时间内在规定交易时间内，购电方挂牌与售电方挂牌交易同时组织，购售双方均可挂牌和摘牌，购方只能摘售方，售方也只能摘购方。交易分两场先后组织。分别按照“购电方挂牌、售电方摘牌”，“售电方挂牌、购电方摘牌”先后次序组织。挂牌交易滚动撮合交易市场主体在交易时间内通过交易平台申报购电量价、售电量价，可随时修改申报数据，交易平台按照价格优先、时间优先的原则进行滚动撮合成交。滚动撮合时，买卖双方价格相同时，以该价格成交；买方申报价格高于即时的最低卖出申报价格时，以即时最低卖出申报价格为成交价；卖出申报价格低于即时最高买入申报价格时，以即时最高买入申报价格为成交价。11222、滚动申报3、撮合成交1、交易公告发布4、日曲线电量形成年度交易组织年度交易为全时段交易。交易标的：次年全年24时段分月电量。交易时间：原则上在每年11—12月份组织。交易方式：发电企业、售电公司和批发用户按双边协商组织，电网代购交易按单向挂牌方式组织。月度交易组织交易标的：次月分时电量交易方式：发电企业、售电公司和批发用户按双边协商、双挂双摘挂牌方式组织，电网代购交易交易标的XXXX年XX月所申报01时电量XXXX年XX月所申报02时电量XXXX年XX月所申报24时电量申报电量q24申报价格电量分解成交电量按均分原则分解至该月每日每个小时交易代码01-XXXX(年)XX（月）-0101-XXXX(年)XX（月）-0201-XXXX(年)XX（月）-24中长期电力交易中的绿色电力交易绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电(含分散式风电和海上风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目提供国家核发的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)，用以满足发电企业、售电公司、电力交易平台按照年(多年)、月(多月)、月内(旬、周、日滚动)等周期组织开展。电力交易平台记录绿绿电交易组织1.省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向计入本省网控制区的2.跨省区绿色电力交易是指电力用户或售绿电交易组织方式绿电交易价格机制绿电交易合同签订与执行.电力用户或售电公司与发电企业签订绿色电力交易合同，应明确交易电量、价格(包括电能量价绿色电力交易可根据电力中长期交易基本规则、各省级电力中长期交易实施细则、跨省跨区电力绿电交易结算(2)绿证部分按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量(以兆瓦时为单位取整数、尾差滚动到次月核算)，以公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减;同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按绿证核发划转1.国家能源局负责绿证相关管理工作，国家能源局电力业务资质管理中心负责绿证核发。2.绿证根据可再生能源发电项目每月度结算电量，经审核后统一核发，按规定将相应绿证划转至发电企业或项目业主的绿证账户，并随绿色电力交易划转至买方账户。3.应确保绿色电力环境价值的唯一性，不得重复计算或出售。购买绿证的作用——每张绿证代表1000千瓦时（1兆瓦时）可再生能源上网电量电力辅助服务电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体、新型储能、能够响应电力调度指令的可调节负荷提供的服务。辅助服务是电力系统运行的“稳定器”，与电力现货市场互为补充、相辅相成。量价值中长期市场压舱石：稳定电能量产销关系、稳平衡器：增加市场竞争力，反应系统实时供需能力、提供实时价 稳定器：与电力现货市场互为年季月周年季月周常见的辅助服务有调峰、调频、备用、无功、黑启动辅助服务、以及其他电力辅助服务，而修订的“两个细则”（《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》）对电力辅助服务进行了重新分类：2021年12月2021年12月，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，即两个细则。《电力《电力规定》重点对包括新能源在内的重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容进行了修订完善。新增明确二次调频、调压、新能源场站、新型储能和用户侧可调节负荷的技术指导和管理内容。《电力辅《电力辅助服务管理办法》重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。在国家层面首次明确将“促进清洁能源消纳”纳入电力辅助服务目标。火电/水电/核电火电/水电/核电风电/光伏/光热发电抽水蓄能自备电厂电化学/压缩空气/飞轮储能传统高载能工业负荷工商业可中断负荷电动汽车充电网络负荷聚合商虚拟电厂发电侧并网主体新型储能可调节负荷辅助服务提供主体•电力用户可通过独立或由售电公司、聚合商、虚拟电厂等委托代理两种方式参与电力辅助服务。•不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂：应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。•签订带分解曲线的电能量交易合同的电力用户：可通过直接承担或经发电企业间接承担两种方式参与辅助服务费用分摊。电力辅助服务的分类并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备务。调峰包括基本调峰和有偿调峰。其中常见有偿调电力辅助服务的分类•启停调峰：燃煤、燃气、燃油、生物质机组启停调峰指因系电力辅助服务的分类以火电机组减负荷率低于有偿基准值的服务、抽水蓄能机组抽火电机组通过24小时内完成一次启动并网和停机解列之间的状以火电机组减负荷率低于有偿基准值的服务、抽水蓄能机组抽火电机组通过24小时内完成一次启动并网和停机解列之间的状深度调峰启停调峰电储能调峰基本调峰有偿调峰电力辅助服务的分类•调峰辅助服务主要存在于国内辅助服务市场中。国外电力市不可能同时存在调峰辅助服务市场和电力现货电力辅助服务的分类并网电源：调峰资源富余省的单机容量300兆瓦及以上的统调并网燃煤火电机组、单机容量300兆瓦及以上的统调并网抽蓄机组（抽水方式）；储能主体：以储能装置（不含抽水蓄能）等独立参与；其它并网主体：并网运行的新型市场主体。如具备条件的辅助服务供应商、电力用户、虚拟电厂、聚合商等。发电侧并网主体；参与市场化交易的电力用户（含电网企业代理购电用户）。电力辅助服务的分类电力辅助服务的分类机构根据跨省电力调度机构下发的出清曲线（省间联络编制网内机组机构根据跨省电力调度机构下发的出清曲线（省间联络编制网内机组度机构在辅助服务市场技术支持系统发布交易出清全部结要申报全天96点调峰辅•卖方将调峰电力-电价曲线向电力交易机构电力辅助服务的分类分段交易时段起始时刻为T••电力调度机构根据跨省电力调度机构下发•市场价格信息采用卖方不再申报日内市场•买方申报该交易段内调峰辅助服务需求；卖方申报可提供的调••组织市场集中出清，按照日前市场出清机制相同的规则进行出清，形成出清结果，电力辅助服务的分类n调频辅助服务调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。服务原理一次调频常规机组通过调速系统的自动反应、储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务当电力系统频率偏执目标频率，调整有功出力减少频率偏差二次调频并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率电力辅助服务的分类并网电源：单机容量30万千瓦及以上的煤电机组、单机容量10万千瓦及以上的燃气机组、单机容量4万千瓦及以上的水电机组；独立储能：容量0.5万千瓦及以上，持续时间2小时以上的独立储能电站及储能装置；联合储能：允许具备提供调频辅助服务能力的储能装置、储能电站与新能源电站联合作为调频辅助服务提供者，包括：风储、光储等；其它并网主体：具备条件的辅助服务供应商、电力用户、虚拟电厂、聚合商等。统调发电企业；参与市场化交易的电力用户（含电网企业代理购电用户）。日前电能量出清：•调度机构在运行日机组组合的基础上日前电能量出清：•调度机构在运行日机组组合的基础上，组织调频调频市场预出清：•现货市场机组：修改其出力上、下限后，再参与市场衔接调频市场出清：•日前申报信息封存到运行日，运行日以1小时为一个交易时段，修改出力上下限实时电能量出清：•实时市场出清形成的机组发电计划（非市场机组则为电力调度机•中标调频主体在中标调频容量范围内进行实时调用，跟踪电网调日内调频市场/实时市场组织流程组织方式：调频辅助服务交易采用“日前竞价预出清，实时滚动出清”的模式开展。调频资源在日前进行调频里程价格申报，并将申报信息封存到实际运行日，实际运行日以小时为周期集中统一出清。•调频辅助服务提供者•调频辅助服务提供者对次日（多日）24个时段进•电力调度机构综合考虑水情、新能源发电、燃料供应、极端天气等情况，交易时段前120分钟根据当天电网实际情况滚动修正调频容量需求，完成实时调频市场（多日）负荷预测、新能源出力预测、以及电网运行状态等因素发布次日市场组织交易申报u调频里程价格申报：调频资源调频里程报价以“元/兆瓦”为单位，最小单位“0.1元/兆瓦”。市场运行初期，调频里程申报价格上、下限分别暂定