电力现货市场新能源交易决策

01.新能源现货策略制定基础-广西新能源交易案例02.新能源交易策略制定要点总结03.河北南网新能源交易基本情况04.新疆省新能源交易基本情况 01 新能源现货策略制定基础-广西新能源交易案例 电力现货市场构成 广西电力供给情况 煤电虽为广西第一大电源，但在新能源装机的迅猛增长下，火电、水电装机 的比重总体呈现下降趋势。新能源累计装机占比达41.68%，结合调电披露信息，2025年底新能源装机 占比约达到49%左右。在2024年发电结构中，煤电、水电、核电、风电在广西电力供给中的发电量 占比高，其中煤电、水电起到较大的支撑性作用。 新能源入市规则一一广西 广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项目，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 全电量 值的大小，来决定套利的风险和机会。Q中长期×(P中长期-P日前)，为新能源中长期策略制定的核心公式，根据P日前、P中长期的大小关系，来决定套利方向；绝对值的大小，来决定套利的风险和机会。 瓦时；P实时=320元/兆瓦时，实际上网电量1200兆瓦时。 新能源入市规则一广西 广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项目，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 中长期电量 P中长期交易月度合计为当月全体发电侧中长期交易月度电量的加权平均价格;P日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月内该交易单元所有节点电价按对应时段实际上网电量占比进行加权的计算值；当结算试运行周期发电企业交易单元的总市场电量为0时，采用发电侧日前市场月度加权平均综合电价开展该交易单元的发电侧中长期交易偏差收益回收电费计算。 ①当中长期交易当月交易电量<其月度实际结算市场电量的K,时（K=0.9，h1=0.5） C发电中长期偏差收益 = max[ O，（Q月度实际结算×K1 -Q中长期交易月度合计）J×P度电回收价格P度电回收价格=max[0，(P日前市场月度加权平均综合电价-P中长期交易月度合计) ]×h1。②当中长期交易当月交易电量>其月度实际结算市场电量的K2时（K2=1.1，h2=0）：C发电中长期偏差收益=（Q中长期交易月度合计-Q月度实际结算×K2）×P度电回收价格P度电回收价格=max[0，(P中长期交易月度合计-P日前市场月度加权平均综合电价) ]×h2从h1、h,可看出，该项超额收益部分的0.5倍进行回收，存在套利空间。 新能源入市规则广西 广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项目，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 中长期电量 算例：某发电企业结算试运行期间总中长期电量为120兆瓦时，实际用电量100兆瓦时，P中长期交易月度合计=340元/兆瓦时, P日前市场月度加权平均综合电价=330元/兆瓦时。计算过程：P度电考核价格=max[0，(P中长期交易月度合计-P日前市场月度加权平均综合电价)]×h2=max[0，(340-330)]×0=0元/兆瓦时情景二：当中长期交易当月交易电量小于其月度实际结算市场电量的K时（K1=0.9，h1=0.5) 算例：某发电企业结算试运行期间总中长期电量为80兆瓦时，实际上网电量100兆瓦时，P中长期交易月度合计=340元/兆瓦时，P日前市场月度加权平均综合电价=350元/兆瓦时。计算过程:P度电考核价格=max[0，(P日前市场月度加权平均综合电价-P中长期交易月度合计) ]×h1=max[0，(350-340) ]×0.5=5元/兆瓦时C用电中长期偏差收益 =max[0， （Q月度实际结算×K1-Q中长期交易月度合计）］×P度电考核价格=max[0，（100*0.9-80)］×5=50元 新能源入市规则一广西 ）厂西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。 R新能源=RR中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 现货偏差电量 实际上网电量与日前出清电量之差，按节点实时电价结算新能源日前实时偏差收益回收：实时偏差电量超过允许范围之外的电量部分，以节点日前、实时价格之差按小时计 算新能源日前实时偏差费用。一→实际未执行 ［（）（）C=Z[(Q实时,t×（1-入O）-Q申报,t)×(P实时统一,t-P日前统一,t); 新能源入市规则广西 广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项目，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 现货偏差电量 考核。场站类型考核项目要求考核电量 两个细则”考核。 新能源入市规则一广西 ，广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项自，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 政府授权合约机制 相关规则执行，政府授权合约差价费用按月结算。新能源发电政府授权合约价格分为绿电政府授权合约价格（以下简称绿电合约价格）和常规电能量政府授权合约价格（以下简称常规合约价格），按年确定合约价格：经与区内新能源发电企业充分研究协商，绿电合约价格为375元/兆瓦时，常规合约价格为360元/兆 瓦时。执行电量：各交易单元执行电量为该交易单元的全部上网电量 对标价格：全月连续结算试运行期间，常规对标价格按照标的月正向交易均价×K1+标的月所有发电企业现货市场 加权均价×（1-K1）执行，绿电对标价格按照标的月批发交易用户绿电交易计划（含绿证价格）的加权平均价格执行。K,取值0.9。 新能源入市规则一广西 ，广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电项，下同）、集中式光伏发电企业全电量参与市场化交易，新能源实际上网电量与中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。 R新能源=R中长期R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核 当绿电对标价格≥绿电合约价格×（1+k上）时，绿电合约差价费用=该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量 ×[绿电合约价格×（1+k上）-绿电对标价格]当绿电对标价格<绿电合约价格×（1-k下）时，绿电合约差价费用=该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量 ×[绿电合约价格× （1 -k下)-绿电对标价格]。其他情况，绿电合约差价费用为0。 》常规合约差价费用： 当常规对标价格≥常规合约价格×（1+k上）时，常规合约差价费用=（执行电量-该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应 电量）×[常规合约价格×（1 +k 上－常规对标价格]。当常规对标价格<常规合约价格×（1－k下）时，常规合约差价费用=（执行电量-该交易单元在标的月广西绿电交易中绿证结算对应电量）×[常规合约价格×（1-k下）-常规对标价格]。其他情况，常规合约差价费用为0。新能源发电上下浮动系数：k 上暂定为 0，k下暂定为 0.1。 新能源入市规则一广西 新能源现货交易分析逻辑 新能源现货策略制定流程省内现货交易 省内现货交易第一步：全省风光出力水平评估 基于全省时序分布的风、光、雨雪等气象资源情况，校核交易中心公布的全网风电及光伏出力预测的准确度。 新能源现货策略制定流程省内现货交易 省内现货交易第二步：场站功率预测评估 基于场站局部时序分布的气象资源情况和近期运行情况，进行场站功率预测水平评估，包括场站历史预测准确度的分析与场站功率预测偏差分析，通过不同风光资源水平下，场站功率预测的偏差规律，进而对场站原始功率预测进行修偏。 全网和场站的功率预测评估 光伏: 可利用小时数在4小时以下，于预测普遍偏高于实际，可利用小时数在4小时以上，预测与实际更为接近。经多场站评估，各光伏场站预测水平基本一致，无大幅度偏差。 全网和场站的功率预测评估 光伏: 1.D-2日光伏出力预测总体 2.阴天D-2日光伏出力预测大概率是预测偏高的3.多云天D-2日光伏出力预测偏差浮动较大;4.总体来说，晴天D-2日光伏出力预较为准确 全网和场站的功率预测评估 风电： 30%-40%负荷预测普遍偏低于实际负荷，预测系数波动性降低，且逐渐接近于1;40-60%负荷以上负荷预测预测波动性降低，且预测偏低与实际。经多场站评估，各风电场站的预测系数均收敛于1，但收敛过程差异较大。 全网和场站的功率预测评估 风电： 下，出力越低，D-2日的预测偏差越大，且为预测偏高趋势出力在8000MW以上，D-2日的预测偏差较小。 新能源现货策略制定流程省内现货交易 省内现货交易第三步：现货电价预测分析 通过分析并预测市场供需情况，并结合近期市场行情情况，进行策略日的现货价格预测，并形成各个时段的预测出清价格，作为现货交易策略制定的价格基准 竞价空间 在电力现货市场中，一般来说用电侧和新能源电厂处于价格的被动接受方，火电厂是实质上的价格垄断方，因此供需水平对价格的影响主要体现在火电竞价空间。 日前价格分析 >D-2预测的D日全网日前价格预测的偏差分析和修正 1、新能源容量损失分析如遭遇极端天气（如低温降雪）时，风电和光伏容量可能受损 若D-2日预测功率未考虑受损进行预测，那么在D-1预测时，会大幅下降。 价格进行校核和适量修正 新能源整体出力水平较低时，火电会提升报价套利，整体日前价格均会提升，尤其在预见到未来新能源出力持续性走低，火电联 盟提升报价的影响更为显著。5、省调负荷、总加联络线计划通过系统观察近期趋势和对比 6、近期节点阻塞情况； 日前实时价差分析 》D日全网日前实时价差分析 1、实时新能源出力情况；2、实时省调负荷情况；3、实时总加联络线计划情况；4、市场主体套利行为；5、高峰期机组爬坡资源情况；6、近期节点阻塞情况； 日前实时价差分析（边界差异分析） 新能源边界预测偏差历史趋势 (日前和实时)风电： 日前实时价差分析（边界差异分析） 实时省调负荷预测偏差历史趋势 (日前和实时)1、 2、实时省调直接预判省调负荷-日前省调负荷-实时 积累历史数据经验后，在D日的预测环境下，选定历史基准日，在该基准日上进行实时省调 负荷的偏移预判，如考虑以下因素：气温：影响供暖、制冷，从而影响省调负荷， 节假日：省调预测准确性低于工作日，且有一般性趋势规律； 日前实时价差分析（实时市场特殊性） 爬坡资源情况 右图为竞价空间-价格散点关系图，可以看出1、实时散点关系在低价段，容易发生下跳变，即相同竞价空间下，实时价格 低于日前价格，主要发生在凌晨和午间；2、实时散点关系在高价段，容易发生上跳变，即相同竞价空间下，实时价格 700600高于日前价格，主要发生在晚高峰。3、价格300-500元/MWh之间，日前和实时的散点关系较为吻合。 符合高峰期间爬坡资源受限的情况。 在策略制定中，早晚高峰需要结合预测的竞价空间和新能源出力， 格跳变的可能性。1400近期节点阻塞情况 通过节点价格和全网价格的对比，可以判断阻塞情况。 【场站数据分析—日前全网电价实时全网电价预测日前全网