现货市场基本出清原理及蒙东电力现货市场建设运营情况报告

国网蒙东电力调控中心2026年3月18日 目录 01 电力现货市场建设背景电力现货市场基本概念 电力现货市场出清原理 02 东现货市场建设具体实施情况电力现货市场结算原理 03 04 东现货市场建设具体实施情况蒙东现货市场建设运营情况 电力现货市场基本概念 （二）电力商品的特殊性 u与普通商品相比，电力商品具有显著不同的特性，主要表现在三个方面： •电以光速传送，并且不能大规模存储，发、输、配、用瞬时同步完成，因此电力现货交割必须确保时刻保持供需平衡。 •电能输送不能超过电网最大送电能力，否则会导致设备损坏、电网失去稳定甚至崩溃，因此电力现货交割必须时刻满足电网安全约束。 •电能一经上网输送，量和路径由物理规律决定，而不由合同决定，并不能“一对一”的实现总量匹配。 u以上三个特性称之为电力的特殊物理属性，它决定了电力现货市场设计与普通商品现货市场有显著差异。 （三）电力市场经济学原理 （三）电力市场经济学原理 （四）电力市场分类——省内市场 u中长期市场与现货市场相对独立运行，但又有机结合。联系的纽带为分时电力曲线，耦合体现在结算环节。 u在集中式市场模式下，中长期合约不代表电量指标，只是一种约定的结算方式，用以对冲价格波动的风险。 （五）电力现货市场定义 n电力现货市场是指系统运行前一天至实时运行时刻的电力商品交易市场，要求在组织市场交易时考虑实时供需平衡和安全约束。所有的中长期电能量交易，都需要到现货市场上进行交割执行，形成运行日的发电计划和交易价格。 年度、月度、月内 n电力现货市场出清是指确定发用电计划以及形成分时电价的过程。考虑电力系统物理规律和安全约束，以发电成本最低为目标开展经济调度，优先调用系统中报价最低的发电机组。电力电量基本平衡是现货市场出清的前提，不可调和的保供硬缺口将导致现货市场无法开市、或被迫中止（市场熔断）。安全约束机组组合 （确定开停机组合） n现货市场出清过程分为两个阶段：先开展机组组合（SCUC），再开展经济调度（SCED）。电力现货市场根据市场主体报价、负荷预测、联络线计划和电网安全约束，采用SCUC、SCED模型开展集中优化，形成机组的开停机计划、发电出力计划和分时电价。 安全约束经济调度（确定经济成本最优的发电计划） （六）三类电能量市场关系 省内现货市场与省间现货市场的关系 n省内现货：在满足电网安全约束和电力电量平衡的前提下，以发电成本最低为目标，组织低价者优先中标出清。 n省间现货：实时运行中存在省内富余发电力或供电缺口时，以省为实体申报，在全国范围内开展省间电能量交易。 n衔接机制：在省内现货预出清基础上，省内富余电力参与省间现货，省间现货市场出清结果作为省内现货正式出清的边界条件。 电力现货市场出清原理 ”出清“一定要在执行之前进行 日前出清：当天17点前出清未来一天0：00-24:00，共计96点数据 （一）市场运营组织 现货市场需要多个部门在市场申报、交易组织、电费结算、信息披露等环节协同配合，共同开展市场运营。 交易中心：负责构建电力交易平台，开展中长期交易，组织现货市场申报及信息发布，是市场运营机构。 调度中心：负责建设电力现货出清平台，组织开展现货市场和辅助服务市场出清及运营，是市场运营机构。 发展部：负责确定年度中长期交易计划，现货市场中开展优先发电计划分解。 营销部：负责计量和采集，协同交易中心开展现货市场的总体结算工作。 财务部：负责对结算单进行财务核算，出具结算凭证并支付电费。 （二）中长期合同分解 n中长期合同分解：根据分解规则把中长期交易电量合同分解成交易电力曲线，一是作为现货市场出清边界，二是作为结算依据（金融合约）。 n中长期分解规则：主要由电力交易双方自行约定曲线，也可选取典型交易曲线。并由调度中心进行校核，以避免大幅超越实际执行能力而套利。市场成熟后，可不校核，作为纯金融合约。 中长期合同约定形成每天每1小时的合同电力曲线及中长期合同电价，全天共计96点（或24点）。 （三）现货市场发电侧主体交易申报（报量报价） n市场申报内容：发电侧主体申报“电力-价格”曲线。省间现货日申报96条曲线，省内现货简化申报内容，每日只申报1条“电力-价格”曲线，日96点均以该曲 报价出力段必须在可调出力上下限范围内、单调递增曲线。 n单边申报模式：市场初期，考虑到市场化用户数量庞大，受分时计量条件、历史用电曲线、申报意识等影响而不具备直接参与申报条件，而是由电力调度机构根据系统负荷预测代替用户。发电侧由发电企业直接申报“电力-电价”曲线。 （注：国内市场初期均采用发电侧单边申报模式，目前甘肃部分大用户也参与申报，形成“双边”申报模式）。 n双边申报模式：市场较为成熟后，发电侧和用户侧分别“报量报价”，市场出清采用“双边撮合”模式，成交量作为结算依据。实际用电曲线由电力用户自行决定。 初期，蒙东采用”单边”申报，”双边“结算的市场模式。 （四）现货市场出清过程 n按供需平衡和电网约束设置市场边界 n边际出清机制：所有机组报价完毕后，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至累计的发电出力恰好等于全部负荷需求，满足负荷的最后成交机组的报价即为边际价格，所有中标机组都按边际价格结算。 n分时电价：一天分为96个时段（每15分钟）出清，由于不同时段对应的负荷需求不同，每个时段形成的价格不同，形成分时电价。 （五）现货市场发电侧主体交易申报（报量报价） 以某电网有A、B两座电厂为例说明，电厂申报的“电力-价格”曲线，最终形成电网综合“电力-价格”曲线过程。（更多电厂采用相同办法处理） （六）现货市场发电侧主体交易申报（具体过程） n具体过程：按由低到高的顺序，遍历所有电厂的所有价格，统计每个价格下面的电力之和。 ①最低电价0.08元/度（以下简称0.08元，表示每度电的电价），最大有28万千瓦电力（以下简称28万），即B电厂起始段； ②次低价格0.1元，A厂最大有15万电力，加上B厂0.08元的28万电力，也就是0.1元的价格，可以购买43万电力； ③然后是0.2元价格，A厂是15~18万，有3万，B厂是28~35万，有7万，共计有10万，所以0.2元的价格可以在上一步43万的基础上，可多购买10万，即53万。 ④接着是0.25元的价格，只有A厂从18~22万，有4万，在上一步53万的基础上，可以增加到57万。⑤接着是0.35元的价格，只有B厂从35~45万，有10万，在上一步57万的基础上，可以增加到67万。⑥接着是0.4元的价格，A厂是22~25万，有3万，B厂是45~55万，有10万，共计有13万，在上一步67万的基础上，可多购买13万，即80万。⑦接着是0.8元的价格，只有A厂从25~30万，有5万，在上一步80万的基础上，可以增加到85万。⑧接着是0.9元的价格，只有B厂从55~60万，有5万，在上一步85万的基础上，可以增加到90万。 Ø该电网A厂（30万）、B厂（60万）两座发电侧最大发电能力为25~90万，价格为0.08~0.9元。 （七）全电量竞价空间的形成 n系统负荷预测：在日前依据负荷预测，预测本省第二天各个时段的发受电负荷（供电负荷+厂用电+网损）。图中为24段，一般细分为96段。 n联络线外送计划：在日前，由上级调度下发的正式的第二天各时段联络线计划。图中为24段，一般细分为96段。 负荷预测和联络线计划之和构成了第二天各个时段的竞价空间。 （八）96点竞价空间与申报曲线匹配过程 在竞价空间和申报综合曲线的基础上，每一个时段均进行匹配（一天进行96次匹配），匹配点的价格即为边际电价，匹配点的电力即为出清电力。最终形成全天96点现货市场出清电力曲线、96点电价曲线。下图以5:00、12:00两个时段为例说明。 21经过该过程后，市场主体申报的“电力-价格”曲线，转换为“时间-电力”曲线，并形成96点价格曲线。 （九）发电单元得到96点发电计划 A电厂，5:00，系统出清电价0.25元，A厂22万千瓦以下出力均可被调用，实际调用出力21万。同理，12:00，系统出清价格0.5元，A厂出力为25万。 特别地：右下图中5:00时，0.25元价格，采购的电力为820~823万，有3万。故所有电厂0.25元价格下，按申报电力比例承担这3万的发电空间。本例中，由于B厂没有0.25元报价，故由A厂全部承担，即5:00时刻，A厂出力为18+3=21万。 B电厂，5:00，系统出清电价0.25元，B厂出清35万电力。12:00，系统出清价格0.5元，B厂出力为55万。 电网内所有参与现货交易的电厂，均按此原则，在96个时间段分别出清计算，则得到所有电厂的日发电出力计划。 （十）发电厂的“时间-电力”曲线 发电厂96点逐点出清后，得到96点的现货地电力曲线，现货电价曲线。（右图显示的是24点的电力曲线，24点的电价曲线） 至此，得到现货市场出清后发电厂电力曲线，与该发电厂中长期签订的合约曲线进行偏差结算。 Ø中长期曲线以中长期价格结算； Ø现货与中长期的偏差曲线，以现货价格结算。 （十一）现货市场出清结果 n边际电价：包括系统边际电价和节点边际电价 Ø系统边际电价：某一时刻的用电计划曲线（系统负荷预测和外送电计划代数和）与发电侧主体申报的“电力-电价”曲线交点。即每日共计形成96个系统边际电价，作为用户侧结算依据。 Ø节点边际电价：某一时刻、某一电网节点的用电预测曲线（母线负荷预测和断面外送限额代数和）与该节点发电主体申报的“电力-电价”曲线交点。电网每一条220千伏母线视为一个节点、每个节点形成96个电价，作为该节点发电主体结算依据。 n发电计划： Ø机组启停计划：按照“低价者优先中标”发电原则，产生机组启停机计划。报价低的机组运行发电，报价高的机组市场化调停。 Ø机组发电计划：在运行机组中，优先安排“不报价”及“低价”发电单元发电，给出发电计划曲线，边际电价以上出力区间不调用。 电力现货市场结算原理 （一）蒙东现货市场结算方式 Ø按照能源局“向蒙西模式靠拢”的建议，以及国调中心对于差价结算方式的要求，结合蒙东日前日内市场边界变化较大的实际情况，规则中采用“日前市场不结算，中长期市场和现货实时市场差价结算”的方式。 Ø由于现货市场中存在“阻塞”现象，会导致节点电价产生差异，以此而反映电能量的空间价值，映射到电能量电费中，对市场主体收益产生影响： （二）差价结算盈亏场景 （二）差价结算盈亏场景 （二）差价结算盈亏场景 （二）差价结算盈亏场景 （三）现货市场价格形成机制 系统边际电价 分区边际/平均电价 节点边际电价 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 优点：一定程度上反映了电网阻塞，阻塞不平衡资金计算简单 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：如果阻塞区域划分不合理，存在系统边际电价面临的过激励/欠激励问题 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 （四）蒙东现货市场节点电价 n输电阻塞：输电阻塞是指输电系统由于本身的网络容量限制不能满足所希望的输电计划的状态。 n阻塞电价：是节点电价的重要组成部分，是断面输电容量限额提升带来的社会效益。当电网处于阻塞状态时，阻塞断面相关联的节点电价中就会产生阻塞分量。 该节点增加1MW负荷引起的用电成本变化 不考虑任何断面限额的前提下，满足最后1MW用电需求时的的成本 考虑断面限额，限额提升1MW后，引起的用电成本降低值（社会效益） （五）三节点阻塞算例-