电力现货实战型交易策略

电力现货市场与一般现货市场的区别 电力系统的特点： 日前市场：基本确定运行日的负荷需求、开机机组出力水平、电网运行边界条件等交割条件 电能无法低成本、大规模储存，因此发、输、配、用须同时完成，且必须保证发用实时平衡 一般现货市场 日内市场：对上述条件进行滚动微调 一手交钱，一手交货，实物交割 实时市场+辅助服务市场：保证发用实时平衡 因此交易之后无法立刻交割 电力现货交易给调度模式带来的转变 日前市场：12：00前交易第二天的电力 日内市场：交易当天的电力，实际交割前1-2小时关闸辅助服务市场：出现发用电量不平衡时，向市场主体购买调频和容量备用服务实时市场：申报以5分钟为频率的负荷曲线和价格，交割前1小时关闸，中标结果为需要执行的发电计划 电网中的节点 母线：发电机组输出通过主变升压连接母线，物理概念 ：节点：市场概念，代表一组母线（忽略这些母线之间的堵塞） 一般现货市场交易结算的地点要素 为什么按安全域设置备用需求？ 现货市场的出清机制 发电侧单边报价或发用两侧报价 基于申报信息以及电网运行边界条件，采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，出清得到日前市场交易结果。简单而言，在保证电网安全的前提下优先调用系统中报价最为便宜的机组，直至满足负荷需求。 电力现货市场价格随着负荷需求、电网约束以及电源参与类型等因素变化而变化。并由于这些因素的不确定性，导致电力现货价格的大幅波动和跳跃。 电力现货市场的节点电价 节点电价： 在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他资源工作特点的情况下，在节点增加单位负荷需求时的边际成本。 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，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。 网损因子和网损惩罚因子 母线的网损因子=LF：网损惩罚因子（PF）=1／（1-LF:） 日前市场出清优化的自标和约束边界 （发电侧）统调水火核发电+统调新能源+点对网外来电+跨省外来电机组设备性能约束（最大/最小出力、爬坡率、最小开机/停机时间等）；》输电容量约束；>旋转备用需求约束 实时市场出清优化的自标和约束边界 （发电侧）统调水火核发电+统调新能源+点对网外来电+跨省外来电>机组设备性能约束（最大/最小出力、爬坡率、最小开机/停机时间等）；》输电容量约束>旋转备用需求约束 现货市场交易和结算的时间要素 发电企业机组参数上报 发电企业日前市场报价格式 各省发电单元报价规则比较 日前市场成本补偿 自投运、自计划机组不享受运行成本补偿 全天运行成本=开机成本+≥（空载成本+递增出力成本） 运行成本补偿=全天运行成本一全天市场电费 全天市场电费=厂（市场电价×出清电量） 日前市场总电费收入=日前市场电费+日前市场成本补偿 运行成本补偿在某些省份的应用 机组运行成本大于市场电费的主要原因 Min（成本费用，报价费用 仅对必开机组和供热机组进行补偿 必开机组、供热机组强制出清般机组因物理约束，部分时刻或出力强制中标 实时成本补偿 实时额外运行成本=实时计划运行成本-日前计划运行成本 实时运行成本补偿=MAX（实时额外运行成本-全天实时市场电费，0） 实时市场电能电费=实时市场电价×（计量电量-日前出清电量 发电启动成本补偿 RZ(PXN） 根据机组冷温热态开机计算其应补偿的费用 R启动为机组/的总启动费用；N启动,为机组/的总启停次数 发电空载成本补偿 浙江：给与固定补偿； 山东：根据机组运行时间计算其应补偿的空载费用，当发电机组日运行电量电费收入高于其核定成本时，不予以结算，低于核定成本时予以结算。计算结果折算到当日电价最高的四个时段。 发电企业调频辅助服务机会成本 调频机会成本：是指在电能价格所隐含的经济水平以上运行所产生的额外成本("成本上")或在电能价格所隐含的经济水平以下运行而放弃的利润（"机会成本"）。 事先机会成本：日前市场机会成本事后机会成本：实时市场机会成本 浙江现货市场调频、调频备用、调频约束 总发电<总用电（含网损）时，提升出力，调高频率 二次调频（调频）：在小范围精准、连续调节发电出力，保持发用电平衡维持电网运行频率（需要有AGC装置） 次调频：在大范围调节发电出力跟踪负荷变化 总发电>总用电（含网损）时，降低出力，调低频率 最大上调出力备用：5分钟出力连续上升最大值 最大下调出力备用：5分钟出力连续下降最大值 预留调频备用就是一降低最大出力、提升最小出力，维持上下调节的空间 调频约束就是在一个调度时段之机组上调频备用空间≥系统上调频备用需求之机组下调频备用空间≥系统下调频备用需求 浙江现货市场调频价格形成机制一一预估机会成本 预估机会成本：因预留（上/下）调频容量而失去的电能市场可获得的边际效益 无调频约束时满负荷发电，因调频降低到调频出力，这时，LMP>边际成本1，预估机会成本为： LMP-边际成本1)×最大出力一（LMP-边际成本2)×调频出力最大出力一调频出力 无调频约束时最小出力发电，因调频上升到调频出力这时，LMP<边际成本4，预估机会成本为： (LMP-边际成本4)×最小出力-(LMP-边际成本3)×调频出力调频出力一最小出力 浙江调频价格形成机制一一排序及初始价格 调频排序价格（元/MWh）=【（调频容量报价（元/MWh）+调频里程报价（元/△MW）*系统历史单位容量小时里程（1/h）预估调频机会成本（元/MWh）历史调频性能归一化指标。其中： 调频容量报价是辅助服务单元申报的该小时的调频容量价格， 调频里程报价是辅助服务单元申报的该小时的调频里程价格； 系统历史单位容量小时里程为上月系统每小时调频里程与上月系统每小时调频容量之比的平均值 如果调频单元调频容量和调频里程报价均为零，则默认其预估调频机会成本为零，调频单元作为价格接受者参与调频市场； 浙江调频价格形成机制一调频里程出清价格与容量出清价格 初始调频出清价格（元/MWh=MAX(中标调频单元的[调频组合排序价格]); 初始调频里程出清价格（元/MWh）=MAX(中标调频单元的[调频里程申报（元/MW）/历史调频性能归一化指标1； 调频容量出清价格（元/MWh）=初始调频出清价格（元/MWh）-初始调频里程出清价格（元/MW）系统历史单位容量小时里程（1/h） 实时市场调频容量收入(m,t)=实时市场调频容量出清价格(t)×实时市场调频容量(m,t)×/h×实际调频性能归一化指标(t)实时市场调频里程收入（m,t）=实时市场调频里程出清价格(t)×实时市场调频里程(m,t)×实际调频性能归一化指标(t） 浙江现货市场的负荷单元与购电节点 1、负荷单元申报电量按节点分配因子分配到各节点 2、负荷单元出清量（中标量）按节点分配因子分配到各节点 一个售电公司可以有多个负荷单元，每个负荷单元是一组终端用户的组合，每个用户与一个上网购电节点相连售电公司可以重新组合终端用户，变更负荷单元的用户构成 中长期合约要素 合约周期：合约的起止时间，以日历日为基本单位合约电量：合约周期内交易的总电量，包括场外双边协商、场内集中交易、挂牌交易等确认电量：合约电量在发电侧为机组上网电量，在用户侧为用电量。分解曲线：将合约电量分解至每日分时电量，包括常用曲线和自定义曲线交易价格：合约电量的成交价格，采用绝对价格形式；交割节点：在初期，电厂按交割节点统一选取为全省统一结算点，该结算点的电价为相应时段全省加权平均综合电价： 自定义曲线 常用曲线 由交易系统提供若干常用电力交割曲线，由交易中心的系统自动将合约电量分解为分时电量曲线 由合同双方自行确定电力交割曲线，并按要求（D-3日前）申报至交易系统 中长期合约交易品种（广东） 设置月度净合约量上下限和月度累计交易量上限； 根据上一年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例；月分日比例（M）：根据上一年统调日电量历史数据确定工作日周六、周日、节假日四类典型日的电量比例 开展市场信用管理和交易额度限制的管理，收取售电公司履约保函作为信用管理和交易额定限制。 中长期合约竞价交易规则（广东） 年度竞价：次年年度市场合约电量，发电企业只能为卖方，售电公司只能为买方月度竞价：后续1至12个月的分月市场合约电量周竞价：后续1至4周的分周市场合约电量申报价格上限：申报价格上限=上一交易日综合价（或首日指导价）×（1+U%）申报价格下限：申报价格下限=上一交易日综合价（或首日指导价）×（1-U%）综合价格=总交易金额总交易电量，即该标的全天量价的加权平均值 常用曲线W 连续撮合交易易 (山东) 规则要点 ·交易D+2和D+3日的分时合约电量：价格上限1300元/兆瓦时：下限-80元兆瓦时：即时匹配摄合，买方价格>卖方价格允许成交：买方由高到低成交·卖方由低到高成交 中长期合约双边交易规则 每周开展，以周为最小单元的合约电量 合同价格满足最小变动价位 合约电量不得超过交易双方的交易电量约束 合约起始日的前3个工作日前完成提交确认（一方上报，另一方确认） 中长期合约挂牌交易规则 自定义曲线 每周开展，以周为最小单元的合约电量 发用两侧可同时作为挂牌方和摘牌方 ◆挂牌采用名机制 挂牌信息包括：合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线 ，挂牌方主体不得在已挂牌合约周期内参加相同曲线摘牌交易 发电侧中长期合约交易电量约束（广东） 交易量执行限额是根据政府给定的交易额度、分类净持仓量综合计算得出， 用电侧中长期合约交易电量约束（广东） 售电公司可申报买入电量=min（净量额度累计量额度预缴保函对应可交易额度（竞价）） 售电公司可申报卖出电量=min（持有净量累计量额度预缴保函对应可交易额度（竞价） 广东2022年长协价格控制 山东中长期交易偏差回收 差额回收=（日前市场月度加权均价-月度中长期加权均价）×h（1.0）超额回收=（月度中长期加权均价日-前市场月度加权均价）×h（1.0） 差额回收=（月度中长期加权均价日-前市场月度加权均价）×h（1.0）超额回收=（日前市场月度加权均价-月度中长期加权均价）×h（1.0） 售电公司履约保函 结算 交易 交易信用占有度=交易履约风险/交易信用额度 结算信用占有度=结算履约风险/结算信用额度 >T日交易履约风险=所有单品种持有合约交易风险单品种持有合约交易风险=单品种持有合约成本-单品种持有合约价值×（1-Q%）》单品种持有合约成本=>（买入合约量×买入合约价）-（卖出合约量×卖出合约价）；>单品种持有合约价值=单品种T日综合价格×单品种T日净合约量Q%为下一交易日该交易标的价格的涨跌幅限额绝对值>预缴保函可交易电量额度=预缴保函额度×H%/[交易标的综合价格×（1+Q%）]，H%为调整系数 T日结算风险=历史欠费+未到期账单费用+已清算交易费用+未清算交易费用历史欠费：市场主体超过付款期限，截至T日尚未支付的款项未到期账单费用：在支付期限内的尚未支付的款项已清算交易费用：在市场主体完成交易后，已发生清算但未结算费用未清算交易费用：在市场主体完成交易后，单交易中心尚未完成清算的款项T日未清算交易费用=市场主体上一年度最大用电月日平均用电量×5×P未清算度电费用 结算履约风险 交易履约风险 警示措施 市场主体所持有中长期合约中，有未来60天进入交割日的，对市场主体进行提示。市场主体的交易保函额度不足时，暂停其在中长期市场的交易资格，并对其常用合约进行强制处理市场主体的结算保函额度不足时，暂停其所持有的交割月的年、月、周等中长期合约、现货市场成交结果以及相关零售合约的结算资格 中长期市场与现货市场的衔接 跨省区中长期优先发电合同 计划电量 计划电量转变为政府授权合约，不强制要求物理执行按照“以用定发原则确定合约电量 区域调度