电力现货市场的基本原理及其带来的挑战

北京兆瓦云数据科技有限公司 CONTENTS目录 电力现货市场的基本原理 典型省份电力市场规则及运行现状 电力市场带来的机遇与挑战 电力现货市场的基本原理 电力现货市场基本原理 我国的电力市场总体上经历了从垄断到竞争、从计划到市场、从中长期交易到现货交易的发展历程。 电力现货市场基本原理 电力现货市场基本原理 发现电力商品在不同时间、空间维度的价值 电力市场基本原理 电力市场体系—按交易方式划分 交易方式：市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经相关方确认并校核后形成交易结果。交易周期：年度、月度、旬、 交易方式：市场主体通过电力交易平台，将意向交易电量的数量和价格等信息对外发布邀约（挂牌），由符合资格要求的另一方提出接受该邀约的申请（摘牌）。交易周期：年度、月度、旬、 交易方式：市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，市场运营机构进行集中出清，确定最终的成交对象、成交电量或容量与成交价格等。交易周期：年度、月度、旬、周、日前、实时等。（包括现货）。 周等，或随时协商、规定时限内提交。 周等。 电力现货市场基本原理 电力现货市场基本原理 现货市场 现货一般提前一天进行 提前一天可以基本确定运行日的负荷水平、机组状态以及电网的运行方式，以此为边界条件通过市场竞价形成第二天的运行计划可执行性较高，实时变动也不会太大。 负荷水平：电力系统负荷以日为单位呈周期性变化，日前影响用电需求的因素基本确定，可对次日每15分钟的负荷进行较为准确的预测，形成次日全天的负荷预测曲线； 机组状态：可再生能源出力、机组状态基本确定，风电、光伏和径流式水电在日前甚至当日预测才较为准确；机组的运行状态、设备的检修计划的调整往往也以天为单位； 电网运行：电网安全约束基本明确，可制定电网运行方式，特别广东煤机占比大（启停周期长），日前运行方式奠定了电网实际运行的基础，广东日运行方式准确率达到98%。 电力现货市场基本原理 中长期合同的主要变化 1、现阶段，形成中长期电量交易合同，合同明确单一的电量价格，不含分解电力曲线。2、现货市场投入运行后，中长期交易形成的合同需附加分解电力曲线及分时价格信息。 电力现货市场基本原理 现货市场与中长期市场的衔接 差价合约，如果中长期合同价格高于现货市场价格，买方需要向卖方支付一定金额，它等于这两种价格的差价乘以合同规定的交易量；如果中长期合同价格低于现货市场价格，卖方需要向买方支付一定金额，它等于这两种价格的差价乘以合同规定的交易量。 中长期、日前、实时市场确定的电量和价格，均用于事后结算。 后一级市场充分尊重上一级市场的交易结果 电力现货市场基本原理 n发电侧报量报价，用户侧报量报价或报量不报价。n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。n采用集中优化出清。 电力现货市场基本原理 现货市场日前出清 市场出清 申报信息输入：市场主体申报的交易信息 约束条件输入：负荷平衡、备用容量、线路潮流、断面潮流、机组出力上下限、爬坡、最大启停次数等约束。 计算SCUC：计算运行日96点机组开机组合。 调频出清：计算调频辅助服务市场的预出清结果，修改相应机组的出力上下限。 深度调峰出清：确定需要安排深度调峰的机组，并修改相应的机组出力。 计算SCED：运行日的96点机组出力曲线以及分时节点电价。 输出结果：中标机组组合、发电曲线，分时电价。 现货市场价格机制 Ø定义：在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源工作特点的情况下，在电价节点增加单位负荷需求时的边际成本。反映系统网损的价格 节点电价（LMP）=系统能量价格+输电阻塞成本+网络损耗成本 反映输电线路阻塞对系统发电成本的影响 不考虑阻塞与网络的情况下，无约束最优调度的发电成本。 【优势】 将安全约束引发的阻塞费用精确传导到负荷所在节点。可以有效反映电力商品时间、空间价值。在短期，有效引导用电行为、缓解网络阻塞；在长期，指引电网公司合理规划输电资源。节点电价机制是最为成熟的考虑安全约束的价格机制。国外成熟市场在发展过程中大多都由统一电价或分区电价逐渐过渡到了节点电价机制。市场初期，发电侧采用节点电价结算，用户侧采用全省节点电价的加权平均价进行结算。 电力现货市场基本原理 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。用电侧信息：售电公司与批发用户每小时的用电量。公开信息：各节点每15分钟的节点电价、电网阻塞情况。 电力现货市场基本原理 现货市场实时市场 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与超短期负荷预测、新能源发电预测等信息，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，在日前市场与日前调度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（SCED）算法进行优化计算，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和实时节点电价。 现货市场价格实时波动 现货条件下，受供需关系影响，在一天内市场价格在限价区间范围内剧烈波动。发电侧不再执行标杆上网电价，而是每15分出清一次电价。在新能源大发的午间时段，现货价格一般较低，甚至会出现0电价或者负电价，在新能源欠发时段电价则相对较高。 典型省份电力市场规则及运行现状 PART02 广东电力市场整体概况 电力供需： 截至2023年底，广东电网统调装机容量1.93亿千瓦，同比增长12.7%，属于省间交易的受端省份。 平均供需比1.79，整体供需形势较为宽松，单日最小供需比1.18，最大供需比3.26。 市场结构： 2023年，发电侧市场集中度指数(HHI)处于1033-1276之间，平均值1156，总体属于“低集中寡占型”市场结构；用电侧市场集中度指数(HHI)处于509-573之间，平均值518，总体属于“竞争型”市场结构。【见右图】 广东电力市场化机制 广东电力市场体系总体框架： 构建了“中长期差价合约为主+现货偏差结算为补充”全电量集中竞争、“批发+零售”一体化设计、“计划+市场”双轨运行、“全覆盖、全电量、全流程、全穿透”市场架构的广东电力市场模式，发布现货市场实施方案及“1+N”规则体系。建立起交易组织“每日开市”、结算“日清月结”、档案和电量管理“日核日固”、风险控制“逐日盯市”、网络安全“全时维护”等5个全年365天运转的业务模式。 ©SPIC 2022.All Rights Reserved电源侧参与范围：省内煤气、气电、核电、风电、光伏用户侧参与范围：直接交易用户、代理购电、外送电中长期交易品种：集中竞争交易(常用分解曲线)、挂牌交易(自定义曲线)、双边协商交易(自定义曲线)、绿电双边协商交易组织方式：初期为发电侧报量报价，用户侧报量不报价，采用调度机构的预测全负荷出清；后期逐步过渡至发用两侧双边报量报价，采用调度机构预测的非市场负荷+市场用户申报负荷出清；新能源报量报价价格机制：发电侧采用发电机组所在上网点的节点边际电价作为现货市场价格，用户侧采用全市场节点的加权平均价格作为现货市场价格限价机制：中长期-年度双边、挂牌交易：控制加权平均价，并限制各时段绝对价格；年度集中，月度双边、集中，周双边、多日分时集中：限制各时段绝对价格；现货-申报下限0，上限燃煤成本每周动态调整；出清下限0，上限1500(广东2023年全年达上限时长1小时，达下限时长197.75小时。) 山西电力市场化机制 市场模式：集中式 ©SPIC 2022.All Rights Reserved电源侧参与范围：省内公用火电、新能源、独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂用户侧参与范围：直接交易用户、代理购电用户（2024年除居民、农业用电外，全省工商业用电全部参与市场交易）交易品种：普通交易、战略性新兴产业、电网企业代理购电、低压用户、榆林双边协商交易组织方式：发电侧报量报价，用户侧报量不报价，采用调度机构的预测全负荷出清；新能源报量不报价优先出清。价格机制：发电侧采用发电机组所在上网点的节点边际电价作为现货市场价格，用户侧采用全市场节点的加权平均价格作为现货市场价格。限价机制：中长期-各时段限绝对价格；现货-申报和出清均下限0，上限1500。(2023年山西达上限时长169.25为小时，达下限时长904.25小时，全年出清达到限值的时长占全年的12.25%) 山东电力市场化机制 进一步引导新型主体参与电力市场交易 (1)虚拟电厂 山东明确虚拟电厂可作为独立市场主体参与市场交易，聚合各类可调节资源，根据市场价格信号。目前省内已有3家虚拟电厂完成资源聚合与系统接入，并通过专业机构的调节能力测试，具备入市交易条件。 技术要求：虚拟电厂机组可调节能力暂定为不低于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时，且发电储能类机组爬坡能力不低于0.2兆瓦/分钟。 (2)生物质电厂 明确生物质电厂可按照市场规则，以厂为单位进行市场化电费结算。截止2023年9月，山东省内3家生物质电厂完成现货日前申报，并顺利完成市场出清。 (3)新型储能 2023年11月，山东印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，明确新型储能可作为独立市场主体，形成“的市场盈利机制。 技术要求：独立新型储能充放电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时。 此外，。2023年6月份，岛南国投海上风电场在山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站。 山东电力市场化机制 山东新型储能发展情况 1.建设概况 目前，山东电化学、压缩空气等新型储能装机容量353万千瓦，预计2030年将达到1000万千瓦，一年可为山东消纳电量60亿度；且2023年山东新增21家独立储能设施，现存生效27家，独立储能设施全部参与电力市场交易。 在山东省已投产的新型储能项目中，从装机占比看，独立储能占70%，配建储能占30%；从收益模式看，配建储能无收益模式且损耗自担，独立储能可获得新能源租赁、现货电能量交易、容量补偿三部分收益，占比分别为60%、25%和15%； 2.市场规则新变动 1)独立新型储能电站不再申报次日的充放电功率曲线，改为申报充放电出力价格曲线，即从“报量不报价”模式转换为了“报量报价”模式； 2)发电侧结算颗粒度由1小时调整为15分钟； 3)日可用容量修改为：储能电站核定放电功率×K×H/24，K为储能电站日可用系数，H为储能电站日可用等效小时数。 ©SPIC 2022.All Rights Reserved允许独立储能参与爬坡辅助服务市场。 四川电力市场机制 由于水电特点，四川电力市场分为枯水期和丰水期，对应不同时期的市场运行有较大差异，且非水清洁能源、水电、火电在丰水期和枯水期市场运行情况也各不相同。 电源侧现货参与范围：火电、新能源 用户侧现货参与范围：居民农业、一产外的用电量 组织方式：发用侧双方(包括新能源)均“报量报价” 市场交易品种：批发市场9种“常规直购、留存电量、弃水电量消纳、绿电交易、燃煤火电关停替代、需求侧市场化响应、新型储能交易、电网企业代理购电、车网互动试点示范项目”零售市场7种“常规直购、留存电量、弃水电量消纳、绿电交易、需求侧市场化响应、新型储能交易、车网互动试点示范项目” 中长期交易方式：月度(月内)双边协商、平台集中交易。其中，月度(月内)平台集中交易以复式撮合方式开展，合并组织发用两侧增量交易、调减交易、同侧电能量交易。 价格机制：系统边际电价 限价机制：中长期-各时段限绝对价格；现货-申报下限377，上限625.87；出清下限377，上限626。 以年度、月度、月内为周期的中长期交易品种、交易电量日分解+日前交易+日内交易+实时平衡机制的蒙西电力市场体系 目前，蒙西电力现货市场正连续结算试运行中，市场机制创新点：