電力現(xiàn)貨實(shí)戰(zhàn)型交易策略集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS日前市場：

基本確定運(yùn)行日的負(fù)荷需求、開機(jī)機(jī)組出力水平、電網(wǎng)運(yùn)行邊界條件等交割條件日內(nèi)市場：

對上述條件進(jìn)行滾動(dòng)微調(diào)實(shí)時(shí)市場+輔助服務(wù)市場：保證發(fā)用實(shí)時(shí)平衡電力系統(tǒng)的特點(diǎn)：電能無法低成本、大規(guī)模儲(chǔ)存，因此發(fā)、輸、

配、用須同時(shí)完成，且

必須保證發(fā)用實(shí)時(shí)平衡因此交易之后無法立刻交割電力現(xiàn)貨市場與一般現(xiàn)貨市場的區(qū)別一手交錢，

一手交貨，實(shí)物交割一般現(xiàn)貨市場現(xiàn)貨市場模式遵

負(fù)荷調(diào)整分布式電源及儲(chǔ)能

電力用戶電量偏差調(diào)整，成需求側(cè)響應(yīng)山電量發(fā)電廠發(fā)

電

廠現(xiàn)貨市場日前市場：12:00前交易第二天的電力日內(nèi)市場：交易當(dāng)天的電力，實(shí)際交割前1-2小時(shí)關(guān)閘輔助服務(wù)市場：

出現(xiàn)發(fā)用電量不平衡時(shí)，向市場主體購買調(diào)頻和容量備用服務(wù)實(shí)時(shí)市場：

申報(bào)以5分鐘為頻率的負(fù)荷曲線和價(jià)格，交割前1小時(shí)關(guān)閘，中標(biāo)結(jié)果為需要執(zhí)行的發(fā)電計(jì)劃電力現(xiàn)貨交易給調(diào)度模式帶來的轉(zhuǎn)變電力用戶

源隨荷動(dòng)

電網(wǎng)企業(yè)

預(yù)測用電網(wǎng)企業(yè)

交易中心現(xiàn)貨價(jià)格大幅波動(dòng)

要求用電側(cè)用能精細(xì)化目前模式調(diào)峰調(diào)頻電廠本由發(fā)電企業(yè)分擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻電廠轉(zhuǎn)變需求側(cè)上報(bào)售電公司需求上報(bào)→輸電線路與斷面S線路：

連接兩個(gè)母線的物理線路斷面：

兩個(gè)節(jié)點(diǎn)之間所有線路連接的集合節(jié)點(diǎn)母線

母線母線與節(jié)點(diǎn)圖母

線

：發(fā)電機(jī)組輸出通過主變升壓連接母線，物理概念節(jié)點(diǎn)：

市場概念，代表一組母線(忽略這些母線之間的堵塞)母線N電源電源電網(wǎng)中的節(jié)點(diǎn)斷面輸電線路輸電線路節(jié)點(diǎn)母線N負(fù)荷N負(fù)荷母線電源負(fù)荷負(fù)荷母線電源N一般現(xiàn)貨市場交易結(jié)算的地點(diǎn)要素電能量按節(jié)點(diǎn)交易結(jié)算節(jié)點(diǎn)輔助服務(wù)按安全域交易結(jié)算節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)整個(gè)區(qū)域網(wǎng)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)機(jī)組故障或

負(fù)荷急升節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)經(jīng)常堵塞節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)提供備用的電源

整個(gè)區(qū)域網(wǎng)

為什么按安全域設(shè)置備用需求?節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)發(fā)電側(cè)單邊報(bào)價(jià)或發(fā)用兩側(cè)報(bào)價(jià)基于申報(bào)信息以及電網(wǎng)運(yùn)行邊界條件，采用安全約束機(jī)組組合(SCUC)

和安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度

(SCED)

程序進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，出清得到日前市場交易結(jié)果。簡單而言，

在保證電網(wǎng)安全的前提下，優(yōu)先調(diào)用系統(tǒng)中報(bào)價(jià)最為便宜的機(jī)組，直至滿足負(fù)荷需求。電力現(xiàn)貨市場價(jià)格隨著負(fù)荷需求、電網(wǎng)約束以及電源參與類型等因素變化而變化。并由于這些因素的不確定性，導(dǎo)致電力現(xiàn)貨價(jià)格的大幅波動(dòng)和跳躍。現(xiàn)貨市場的出清機(jī)制節(jié)點(diǎn)電價(jià)：在滿足當(dāng)前輸電網(wǎng)絡(luò)設(shè)備約束條件和各類其他資源工作特點(diǎn)的情況下，在節(jié)點(diǎn)增加單位負(fù)荷需求時(shí)的邊際成本。優(yōu)勢：有效反映電力商品時(shí)間、空間價(jià)值；在短期有效引導(dǎo)用電行為，在長期指引電網(wǎng)公司合理規(guī)劃輸電資源；節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制是最為成熟的考慮安全約束的價(jià)格機(jī)制。節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)(LMP)|輸電阻塞成本反映系統(tǒng)網(wǎng)損的價(jià)格，輸配

電價(jià)中已考慮網(wǎng)損，節(jié)點(diǎn)電

價(jià)中不考慮網(wǎng)損。不考慮阻塞與網(wǎng)絡(luò)的情況下，無約束最優(yōu)調(diào)度的發(fā)電成本。電力現(xiàn)貨市場的節(jié)點(diǎn)電價(jià)反映輸電線路阻塞對系統(tǒng)發(fā)電成本的影響。系統(tǒng)能量價(jià)格網(wǎng)絡(luò)損耗成本十十母線i的

網(wǎng)損因子=LF;

網(wǎng)損懲罰因子

(PF)=1/(1-LF)母線母線母線母線i網(wǎng)損因子和網(wǎng)損懲罰因子母線母線母線AN注

入

1

兆瓦

有功出力到達(dá)參考母線

有功1-LF母線母線網(wǎng)絡(luò)損耗

有功LF;參考

母線母線母線母線容量：50MW報(bào)價(jià)：500元/MWhN

#2機(jī)—50

MW②線路容量：100MW負(fù)荷B:150

MW報(bào)價(jià)：600元/MWh√

統(tǒng)

一按200元/MWh

出清結(jié)算，對#2機(jī)組不公平√

統(tǒng)

一按500元/MWh

出清結(jié)算，對負(fù)荷A

不公平節(jié)點(diǎn)1按200元/MWh

出清結(jié)算，節(jié)點(diǎn)2按500元/MWh

出清結(jié)算容量：200MW報(bào)價(jià)：200元/MWh#1機(jī)組—200

MW

N◆如何確定#1機(jī)組、#2機(jī)組中標(biāo)電價(jià)?◆如何確定負(fù)荷A、

負(fù)荷B中標(biāo)電價(jià)?節(jié)點(diǎn)電價(jià)形成原理負(fù)荷A:50

MW報(bào)價(jià)：600元/MWh——方法——

問題潮流：100

MW

造成阻塞1容量：200

MW報(bào)價(jià)：200元/MWh潮流：100

MW

造成阻塞#1機(jī)組—200

MW1線路容量：100MW負(fù)荷A:50

MW報(bào)價(jià)：600元/MWhN負(fù)荷B購電費(fèi)=500×150

=75000元

--●

負(fù)荷B的150MW

中有100MW

是#1機(jī)組提供的，售價(jià)是200元/MWh

阻

塞

盈

余出現(xiàn)了阻塞盈余=

(500

-

200)×100

=30000元節(jié)點(diǎn)1電價(jià)=200元/MWh節(jié)點(diǎn)2電價(jià)格=500元/MWh

對購售電四方就都公平了?對誰仍然不公平?容量：50MW報(bào)價(jià)：500元/MWh負(fù)荷B:150

MW報(bào)價(jià)：600元/MWh阻塞盈余#2機(jī)—50

MW?公平②—

—N實(shí)時(shí)市場價(jià)格可能受意外影響(如機(jī)組跳機(jī)、電網(wǎng)故障等),不確定性最高日前市場價(jià)格主要受相對穩(wěn)定的電力供需關(guān)系影響，在短期內(nèi)有一定可預(yù)測性合約市場價(jià)格受日前市場價(jià)格走勢決定，用來平抑現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)對電費(fèi)的影響

實(shí)際實(shí)時(shí)價(jià)格結(jié)算日前價(jià)格結(jié)算現(xiàn)貨市場體系中的電費(fèi)結(jié)算機(jī)制發(fā)

(

1點(diǎn)日前節(jié)點(diǎn)電價(jià)日前中標(biāo)電量實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)合約結(jié)算合約電價(jià)用

)24點(diǎn)電量金融對沖合約市場對沖日前市場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)對沖實(shí)時(shí)市場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)物理對沖現(xiàn)貨市場體系中兩種風(fēng)險(xiǎn)對沖日前市場全電量競爭

不存在對沖對沖日前市

場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)金融對沖實(shí)

時(shí)

市

場用電側(cè)發(fā)電側(cè)①差價(jià)合約是一種避免和控制風(fēng)險(xiǎn)的金融手段，其本質(zhì)是對現(xiàn)貨

(日前)價(jià)格的對賭。②電量將穩(wěn)定地按照合約價(jià)格結(jié)算，合約電量以外增發(fā)(或少發(fā))

的電量將以現(xiàn)貨(日前)市場節(jié)點(diǎn)價(jià)格結(jié)算。③當(dāng)某一時(shí)段的合約量、交割節(jié)點(diǎn)與現(xiàn)貨完全一致時(shí)，將實(shí)現(xiàn)完

全對沖，即電費(fèi)完全不受現(xiàn)貨(日前)價(jià)格波動(dòng)的影響。→

購買者付給電廠時(shí)間情況二：現(xiàn)貨市場價(jià)格為0.6元/kWhA的收益=100*0.6+100*(0.5-0.6)交易雙方補(bǔ)齊差價(jià)電費(fèi)=100*(0.5-0.6)=-10元情況

一：現(xiàn)貨市場價(jià)格為0.4元/kWhA

的收益=100*0.4+100*(0.5-0.4)交易雙方補(bǔ)齊差價(jià)電費(fèi)=100*(0.5-0.4)=10元Pm

的曲線電廠付給購買者Pc

-合約電價(jià)Pm

-

現(xiàn)貨市場出清價(jià)差價(jià)合約PC的曲線價(jià)

格集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS發(fā)電企業(yè)中長期合約市場市場合約最小合約周期為周年、月、周每周、最小合約周期為周批發(fā)用戶電力零售市場集中式電力現(xiàn)貨市場基本架構(gòu)交易方式雙邊交易集中競爭交易掛牌交易售電公司零售用戶基數(shù)合約僅關(guān)停電量月X電能量市場日前市場→

實(shí)時(shí)市場電力批

發(fā)市場現(xiàn)貨市場調(diào)頻市場零售交易實(shí)時(shí)市場：對在線機(jī)組5分鐘內(nèi)有功功率(上/下)調(diào)節(jié)響應(yīng)的備用需求實(shí)時(shí)市場：對在線機(jī)組或負(fù)荷10分鐘內(nèi)有功功率上調(diào)響應(yīng)的備用需求(旋轉(zhuǎn)備用)實(shí)時(shí)市場：對在線或離線機(jī)組或負(fù)荷30分鐘內(nèi)有功功率上調(diào)響應(yīng)的備用需求(非旋轉(zhuǎn)備用)市場交易產(chǎn)品輔助服務(wù)現(xiàn)貨市場交易產(chǎn)品合約市場、日前市場、實(shí)時(shí)市場現(xiàn)貨競價(jià)統(tǒng)調(diào)水火核電直調(diào)自備電廠市場化用戶現(xiàn)貨報(bào)量省內(nèi)非市場化電量(除新能源),按價(jià)格由低到高優(yōu)先匹配居民、農(nóng)業(yè)用電等保障性電量；外地電和省內(nèi)非市場新能源打包為政府授權(quán)電量山東電力現(xiàn)貨市場邊界電源側(cè)跨省外送計(jì)劃非市場化用戶

國網(wǎng)代理用戶本省調(diào)度

負(fù)荷預(yù)測負(fù)荷側(cè)新能源現(xiàn)貨市場各類出清的邊界和使用數(shù)據(jù)運(yùn)行時(shí)段開始前30分鐘關(guān)閘

·滾動(dòng)機(jī)組組合實(shí)時(shí)市場機(jī)組組合輔助服務(wù)占用容量購電成本最小化社會(huì)福利最大化

電能+備用+調(diào)頻統(tǒng)一出清日前負(fù)荷預(yù)測■非旋轉(zhuǎn)備用出清結(jié)果■備用和調(diào)頻需求■必開必停機(jī)組■電網(wǎng)安全約束■超短期負(fù)荷預(yù)測■非旋轉(zhuǎn)備用機(jī)組■日前市場備用、調(diào)頻容量■必開必停機(jī)組■電網(wǎng)安全約束日前市場(等于)(用電側(cè))省內(nèi)計(jì)劃負(fù)荷+省內(nèi)市場負(fù)荷+跨省外送電+網(wǎng)損(發(fā)電側(cè))統(tǒng)調(diào)水火核發(fā)電+統(tǒng)調(diào)新能源+點(diǎn)對網(wǎng)外來電+跨省外來電>機(jī)組設(shè)備性能約束(最大/最小出力、爬坡率、最SCUC機(jī)組組合機(jī)組組合

輔助服務(wù)量價(jià)小開機(jī)/停機(jī)時(shí)間等);

>輸電容量約束；>旋轉(zhuǎn)備用需求約束日前市場出清優(yōu)化的目標(biāo)和約束邊界優(yōu)化目標(biāo)：

(售電收入-購電費(fèi)用)最大化SCED經(jīng)濟(jì)調(diào)度出力曲線節(jié)點(diǎn)和分區(qū)電價(jià)

省間聯(lián)絡(luò)線電量是結(jié)束滿足約束否購電側(cè)實(shí)際申報(bào)的負(fù)荷約束邊界安全校核開始(等于)(用電側(cè))省內(nèi)計(jì)劃負(fù)荷+省內(nèi)市場負(fù)荷+跨省外送電+網(wǎng)損(發(fā)電側(cè))統(tǒng)調(diào)水火核發(fā)電+統(tǒng)調(diào)新能源+點(diǎn)對網(wǎng)外來電+跨省外來電>機(jī)組設(shè)備性能約束(最大/最小出力、爬坡率、最SCED經(jīng)濟(jì)調(diào)度2出力曲線節(jié)點(diǎn)和節(jié)點(diǎn)電價(jià)SCED經(jīng)濟(jì)調(diào)度1機(jī)組組合輔助服務(wù)容量小開機(jī)/停機(jī)時(shí)間等);>輸電容量約束>旋轉(zhuǎn)備用需求約束實(shí)時(shí)市場出清優(yōu)化的目標(biāo)和約束邊界優(yōu)化目標(biāo)：全網(wǎng)購電成本最低是結(jié)束滾動(dòng)機(jī)組

組合滿足約束否購電側(cè)實(shí)際申報(bào)的負(fù)荷約束邊界滾動(dòng)

運(yùn)行非定價(jià)機(jī)組交易地點(diǎn)☆發(fā)電側(cè)：所在節(jié)點(diǎn)用電側(cè)：負(fù)荷中心發(fā)電側(cè)：所在節(jié)點(diǎn)用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)發(fā)電側(cè)：所在節(jié)點(diǎn)用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)發(fā)電側(cè)：所在節(jié)點(diǎn)用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)發(fā)電側(cè)：所在區(qū)域用電側(cè)：所在區(qū)域?qū)崟r(shí)市場調(diào)度時(shí)段：5分鐘結(jié)算時(shí)段：30分鐘調(diào)度時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘調(diào)度時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘調(diào)度時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：15分鐘調(diào)度時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘日前市場出清時(shí)段：30

分鐘結(jié)算時(shí)段：30分鐘出清時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘出清時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘出清時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：15分鐘出清時(shí)段：15分鐘結(jié)算時(shí)段：60分鐘省份浙江廣東山東山西甘肅現(xiàn)貨市場交易和結(jié)算的時(shí)間要素央發(fā)電機(jī)組額定有功功率、發(fā)電機(jī)組最小穩(wěn)定技術(shù)出力、發(fā)電機(jī)組有功

功率調(diào)節(jié)速率電能量缺省報(bào)價(jià)：機(jī)組運(yùn)行在不同出力區(qū)間時(shí)單位電能量的缺省價(jià)格機(jī)組啟動(dòng)費(fèi)用上下限(熱、溫、冷態(tài))——用于啟動(dòng)費(fèi)用申報(bào)限制空載費(fèi)用——用于空載費(fèi)用補(bǔ)償變動(dòng)成本——市場力檢測參考；用于必開等特殊機(jī)組補(bǔ)償機(jī)組運(yùn)行參數(shù)缺省申報(bào)參數(shù)核定參數(shù)反映機(jī)組物理運(yùn)行特性的相關(guān)參數(shù)。具體包括：發(fā)電機(jī)組日內(nèi)允許的最大啟停次數(shù)、發(fā)電機(jī)組廠用電率、發(fā)電機(jī)組啟動(dòng)提

前通知時(shí)間、典型開停機(jī)曲線、供熱機(jī)組最大供熱量等發(fā)電企業(yè)機(jī)組參數(shù)上報(bào)企業(yè)上報(bào)，批準(zhǔn)后生效；變更走流程當(dāng)日修改，次日生

效1

機(jī)組運(yùn)行參數(shù)213l4與并網(wǎng)協(xié)議一致管理部門核定啟動(dòng)成本(元/次)空載成本(元/小時(shí))最小連續(xù)運(yùn)行時(shí)間最小連續(xù)停機(jī)時(shí)間不高于報(bào)價(jià)上限元/先更時(shí)第1段出力從0到最小出力出力波段不小于0.1

兆瓦發(fā)電企業(yè)日前市場報(bào)價(jià)格式0最小出力

最大出力不低于

報(bào)價(jià)下限最多十段報(bào)價(jià)非遞減‘兆瓦新能源國網(wǎng)代申報(bào)預(yù)測出力

日內(nèi)可修改暫不參加申報(bào)預(yù)測出力

日內(nèi)可修改

10%參加現(xiàn)貨申報(bào)預(yù)測出力申報(bào)預(yù)測出力

日內(nèi)可修改

分3段報(bào)價(jià)出力起點(diǎn)0出力起報(bào)最低技術(shù)出力第一段起點(diǎn)小于

最低技術(shù)出力最低技術(shù)出力最低技術(shù)出力最大分段10段10段10段3-10段10段省份浙江廣東山東山西甘肅各省發(fā)電單元報(bào)價(jià)規(guī)則比較↑↑7>運(yùn)行成本補(bǔ)償=全天運(yùn)行成本-全天市場電費(fèi)

全天市場電費(fèi)=

Z

(市場電價(jià)×出清電量)日前市場總電費(fèi)收入=日前市場電費(fèi)+日前市場成本補(bǔ)償固定補(bǔ)償全天運(yùn)行成本=開機(jī)成本+

Z

(空載成本+遞增出力成本)■必開機(jī)組、供熱機(jī)組強(qiáng)制出清■一般機(jī)組因物理約束，部分時(shí)刻或出力強(qiáng)制中標(biāo)機(jī)組運(yùn)行成本大于市場電費(fèi)的主要原因

運(yùn)行成本補(bǔ)償在某些省份的應(yīng)用■Min{成本費(fèi)用，報(bào)價(jià)費(fèi)用}僅對必開機(jī)組和供熱機(jī)組進(jìn)行補(bǔ)償日前市場成本補(bǔ)償自投運(yùn)、自計(jì)劃機(jī)組不享受運(yùn)行成本補(bǔ)償實(shí)時(shí)額外運(yùn)行成本=實(shí)時(shí)計(jì)劃運(yùn)行成本-日前計(jì)劃運(yùn)行成本■

實(shí)時(shí)運(yùn)行成本補(bǔ)償=

MAX

(實(shí)時(shí)額外運(yùn)行成本-全天實(shí)時(shí)市場電費(fèi)，0)

實(shí)時(shí)市場電能電費(fèi)=Z

實(shí)時(shí)市場電價(jià)×(計(jì)量電量-日前出清電量)

實(shí)時(shí)市場電能電費(fèi)十實(shí)時(shí)市場成本補(bǔ)償$實(shí)時(shí)市場

二

電費(fèi)總收入實(shí)時(shí)成本補(bǔ)償(PR

啟動(dòng)；為機(jī)組/的總啟動(dòng)費(fèi)用；P

動(dòng)；為機(jī)組i的單次(冷、溫、熱三態(tài)之一)的啟動(dòng)成本N

動(dòng)；為機(jī)組/的總啟停次數(shù)發(fā)電啟動(dòng)成本補(bǔ)償浙江：給與固定補(bǔ)償；山東：根據(jù)機(jī)組運(yùn)行時(shí)間計(jì)算其應(yīng)補(bǔ)償?shù)目蛰d費(fèi)用，當(dāng)發(fā)電機(jī)組日運(yùn)行電量電費(fèi)收入高于其核定成本時(shí)，不予以結(jié)算，低于

核定成本時(shí)予以結(jié)算。計(jì)算結(jié)果折算到當(dāng)日電價(jià)最高的四個(gè)時(shí)

段。發(fā)電空載成本補(bǔ)償調(diào)頻機(jī)會(huì)成本：是指在電能價(jià)格所隱含的經(jīng)濟(jì)水平以上運(yùn)行所產(chǎn)生的額外成本

("成本上抬")或在電能價(jià)格所隱含的經(jīng)濟(jì)

水平以下運(yùn)行而放棄的利潤("機(jī)會(huì)成本")。事先機(jī)會(huì)成本：日前市場機(jī)會(huì)成本事后機(jī)會(huì)成本：實(shí)時(shí)市場機(jī)會(huì)成本發(fā)電企業(yè)調(diào)頻輔助服務(wù)機(jī)會(huì)成本◆

最大上調(diào)出力備用：5分鐘出力連續(xù)上升最大值◆

最大下調(diào)出力備用：5分鐘出力連續(xù)下降最大值◆

預(yù)留調(diào)頻備用就是-降低最大出力、提升最小出力，維持上下調(diào)節(jié)的空間調(diào)頻約束就是在一個(gè)調(diào)度時(shí)段：Z機(jī)組上調(diào)頻備用空間≥系統(tǒng)上調(diào)頻備用需求Z機(jī)組下調(diào)頻備用空間≥系統(tǒng)下調(diào)頻備用需求總發(fā)電

<總用電(含網(wǎng)損)時(shí)，提

升出力，調(diào)高頻率總發(fā)電

>總用電(含網(wǎng)損)時(shí)，降

低出力，調(diào)低頻率二次調(diào)頻(調(diào)頻):

在小范圍精準(zhǔn)

、連續(xù)調(diào)節(jié)發(fā)電出力，保持發(fā)用電平衡，維持電網(wǎng)運(yùn)行頻率(需要有AGC

裝置)浙江現(xiàn)貨市場調(diào)頻、調(diào)頻備用、調(diào)頻約束一次調(diào)頻：

在大范圍調(diào)節(jié)發(fā)電出力跟蹤負(fù)荷變化最大出力最小出力無調(diào)頻約束時(shí)滿負(fù)荷發(fā)電，因調(diào)頻降低到調(diào)頻出力，這

時(shí)，LMP>

邊際成本1,預(yù)估機(jī)會(huì)成本為：(LMP-

邊際成本1)×最大出力-(LMP-

邊際成本2)×調(diào)頻出力

最大出力-調(diào)頻出力無調(diào)頻約束時(shí)最小出力發(fā)電，因調(diào)頻上升到調(diào)頻出力，這時(shí)，LMP

<邊際成本4,預(yù)估機(jī)會(huì)成本為：(LMP-

邊際成本4)×最小出力-(LMP-

邊際成本3)×調(diào)頻出力

調(diào)頻出力-最小出力浙江現(xiàn)貨市場調(diào)頻價(jià)格形成機(jī)制一—預(yù)估機(jī)會(huì)成本邊際成本1邊際成本2邊際成本3邊際成本4預(yù)估機(jī)會(huì)成本：因預(yù)留(上/下)調(diào)頻容量而失去的電能市場可獲得的邊際效益最大

出力調(diào)頻

出力調(diào)頻

出力最小

出力調(diào)頻排序價(jià)格(元/MWh)=[(調(diào)頻容量報(bào)價(jià)(元/MWh)+調(diào)頻里程報(bào)價(jià)(元/△MW)*系統(tǒng)歷史單位容量小時(shí)里程(1/h)+預(yù)估調(diào)頻機(jī)會(huì)成本(元/MWh)歷史調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)。其中：調(diào)頻容量報(bào)價(jià)是輔助服務(wù)單元申報(bào)的該小時(shí)的調(diào)頻容量價(jià)格；調(diào)頻里程報(bào)價(jià)是輔助服務(wù)單元申報(bào)的該小時(shí)的調(diào)頻里程價(jià)格；系統(tǒng)歷史單位容量小時(shí)里程為上月系統(tǒng)每小時(shí)調(diào)頻里程與上月系統(tǒng)每小時(shí)調(diào)頻容量之比的平均值；如果調(diào)頻單元調(diào)頻容量和調(diào)頻里程報(bào)價(jià)均為零，則默認(rèn)其預(yù)估調(diào)頻機(jī)會(huì)成本為零，調(diào)頻單元作為價(jià)格接受者參與調(diào)頻市場；-調(diào)頻機(jī)組排序—最高調(diào)頻排序價(jià)格即為初始調(diào)頻出清價(jià)格零報(bào)價(jià)機(jī)組

報(bào)價(jià)>0的機(jī)組按(報(bào)價(jià)+機(jī)會(huì)成本)排序浙江調(diào)頻價(jià)格形成機(jī)制——

排序及初始價(jià)格◆初始調(diào)頻出清價(jià)格(元/

MWh)=MAX{

中標(biāo)調(diào)頻單元的[調(diào)頻組合排序價(jià)格]};◆初始調(diào)頻里程出清價(jià)格(元/

MWh)=MAX{

中標(biāo)調(diào)頻單元的[調(diào)頻里程申報(bào)(元/MW)/歷史調(diào)頻性能歸

一化指標(biāo)];◆調(diào)頻容量出清價(jià)格(元/

MWh)=初始調(diào)頻出清價(jià)格(元/MWh)-

初始調(diào)頻里程出清價(jià)格(元/MW)*系統(tǒng)歷史單位容量小時(shí)里程(1/h)。實(shí)時(shí)市場調(diào)頻容量收入(m,t)=實(shí)時(shí)市場調(diào)頻容量出清價(jià)格(t)×實(shí)時(shí)市場調(diào)頻容量實(shí)際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)(t)實(shí)時(shí)市場調(diào)頻里程收入(m,t)=實(shí)時(shí)市場調(diào)頻里程出清價(jià)格(t)×實(shí)時(shí)市場調(diào)頻里程(m,t)×實(shí)際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)(t)浙江調(diào)頻價(jià)格形成機(jī)制——調(diào)頻里程出清價(jià)格與容量出清價(jià)格不低于報(bào)價(jià)下限負(fù)荷波段不小于0.1兆瓦兆

瓦價(jià)差不小于0.1元/兆瓦時(shí)最

多

10段不高于報(bào)價(jià)上限如第1段為報(bào)價(jià)上限則代表剛性負(fù)荷浙江負(fù)荷單元電能遞減負(fù)荷報(bào)價(jià)格式從第2段開始均為價(jià)格響應(yīng)負(fù)荷元/兆瓦時(shí)0節(jié)點(diǎn)3

節(jié)點(diǎn)2

節(jié)點(diǎn)1用戶1B用戶1A用戶2用戶3·一個(gè)售電公司可以有多個(gè)負(fù)荷單元，每個(gè)負(fù)荷單元是一組終端用戶的組合，每個(gè)用戶與一個(gè)上網(wǎng)購電節(jié)點(diǎn)相連·售電公司可以重新組合終端用戶，變更負(fù)荷單元的用戶構(gòu)成1、負(fù)荷單元申報(bào)電量按節(jié)點(diǎn)分配因子分配到各節(jié)點(diǎn)2、負(fù)荷單元出清量(中標(biāo)量)按節(jié)點(diǎn)分配因子分配到各節(jié)點(diǎn)浙江現(xiàn)貨市場的負(fù)荷單元與購電節(jié)點(diǎn)負(fù)荷單元負(fù)荷單元報(bào)價(jià)兆

瓦“*節(jié)點(diǎn)分配因子2負(fù)荷節(jié)點(diǎn)

報(bào)價(jià)浙江現(xiàn)貨市場的負(fù)荷單元與購電節(jié)點(diǎn)節(jié)點(diǎn)分配因子3負(fù)荷節(jié)點(diǎn)

報(bào)價(jià)節(jié)點(diǎn)分配因子4負(fù)荷節(jié)點(diǎn)

報(bào)價(jià)節(jié)點(diǎn)分配因子1負(fù)荷節(jié)點(diǎn)

報(bào)價(jià)出清優(yōu)化無/兆瓦時(shí)燕尾燕尾U”瓦◆合約周期：合約的起止時(shí)間，以日歷日為基本單位；合約電量：合約周期內(nèi)交易的總電量，包括場外雙邊協(xié)商、場內(nèi)集中交易、掛牌交易等確認(rèn)電量；合約電量在發(fā)電側(cè)為機(jī)組上網(wǎng)電量，在用戶側(cè)為用電量?！舴纸馇€：將合約電量分解至每日分時(shí)電量，包括常用曲線和自定義曲線?！艚灰變r(jià)格：合約電量的成交價(jià)格，采用絕對價(jià)格形式；交割節(jié)點(diǎn)：在初期，電廠按交割節(jié)點(diǎn)統(tǒng)一選取為全省統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)，該結(jié)算點(diǎn)的電價(jià)為相應(yīng)時(shí)段全省加權(quán)平均綜合電價(jià)；由交易系統(tǒng)提供若干常用電力交割曲線，由交易中心的系統(tǒng)自動(dòng)將合約電量分解為分時(shí)電量曲線。由合同雙方自行確定電力交割曲線，并按要求(D-3日前)申報(bào)至交易系統(tǒng)。中長期合約要素-合約要素——自定義曲線常用曲線根據(jù)統(tǒng)調(diào)歷史負(fù)荷確定峰、平、谷三段負(fù)荷比例全天為一條直線；高峰時(shí)段為一條直線低谷時(shí)段為一條直線交易方式基數(shù)合約市場合約電量分解曲線雙邊交易×最小合約周期為一周自定義曲線無需分解雙邊轉(zhuǎn)讓僅關(guān)停電量集中競爭交易月年、月、周年：Y-M-D1Y-M-D2Y-M-D3月、周：M-D1M-D2M-D3基數(shù)合約無需分解掛牌交易×周自定義曲線◆設(shè)置月度凈合約量上下限和月度累計(jì)交易量上限；◆開展市場信用管理和交易額度限制的管理，收取售電公司履約保

函作為信用管理和交易額定限制。>根據(jù)上一年統(tǒng)調(diào)電力電量歷史數(shù)據(jù)確定年度分月電量比例；>月分日比例(M):根據(jù)上一年統(tǒng)調(diào)日電量歷史數(shù)據(jù)確定工作日、

周六、周日、節(jié)假日四類典型日的電量比例中長期合約交易品種(廣東)中長期合約市場常用曲線◆

年度競價(jià)：次年年度市場合約電量，發(fā)電企業(yè)只能為賣方，售電公司只能為買方◆

月度競價(jià)：后續(xù)1至12個(gè)月的分月市場合約電量◆

周競價(jià)：后續(xù)1至4周的分周市場合約電量◆

申報(bào)價(jià)格上限：申報(bào)價(jià)格上限=上一交易日綜合價(jià)(或首日指導(dǎo)價(jià))×(1+U%)◆申報(bào)價(jià)格下限：申報(bào)價(jià)格下限=上一交易日綜合價(jià)(或首日指導(dǎo)價(jià))×(1-U%)◆

綜合價(jià)格=總交易金額÷總交易電量，即該標(biāo)的全天量價(jià)的加權(quán)平均值集合競價(jià)報(bào)量、報(bào)價(jià)報(bào)量、報(bào)價(jià)中長期合約競價(jià)交易規(guī)則(廣東)買三0.47

買二0.48

買一0.49

賣—0.47

賣二0.50

賣三0.53常用曲線N未成交申報(bào)統(tǒng)一出清價(jià)格前一筆成交價(jià)

買一價(jià)格賣一價(jià)格大小排序，中間

的為成交價(jià)格連續(xù)競價(jià)統(tǒng)一出清連續(xù)申報(bào)買方申報(bào)賣方申報(bào)關(guān)閘時(shí)間交易代碼

成交電量

最高成交價(jià)最低成交價(jià)D20220513H0110500

500D20220512022D20220513HD202205120

600

600D2021TlED202205120380

380D20220513H60

349

348D202205120310

310202

282299

288156

299260D2022051

410

259

255D202205500

300

260D20220536350310D202205374340

190D202205115400

4000202205D20220520

520

520D202205D20220513H

55

450

413D2022051554430

415D20220513H70420

410D20220513H72·

交易D+2和D+3

日的分時(shí)合約電量·

價(jià)格上限1300元/兆瓦時(shí)·

下限-80元/兆瓦時(shí)·

即時(shí)匹配撮合，買方價(jià)格>賣方價(jià)格允許成交·

買方由高到低成交·

賣方由低到高成交連續(xù)撮合交易(山東)規(guī)則要點(diǎn)■

每周開展，以周為最小單元的合約電量■

合同價(jià)格滿足最小變動(dòng)價(jià)位■

合約電量不得超過交易雙方的交易電量約束■合約起始日的前3個(gè)工作日前完成提交確認(rèn)(一方上報(bào)，另一方確認(rèn))中長期合約雙邊交易規(guī)則◆每周開展，以周為最小單元的合約電量◆發(fā)用兩側(cè)可同時(shí)作為掛牌方和摘牌方◆掛牌采用匿名機(jī)制◆掛牌信息包括：合約周期、交易電量、交易價(jià)格、分解曲線◆掛牌方主體不得在已掛牌合約周期內(nèi)參加相同曲線摘牌交易中長期合約掛牌交易規(guī)則丨

自定義曲線發(fā)電側(cè)中長期合約交易電量約束(廣東)交易量執(zhí)行限額是根據(jù)政府給定的交易額度、分類凈持倉量綜合計(jì)算得出。賣

出

買

入執(zhí)行上限Min

=累計(jì)合約量上限Min

=累計(jì)合約量上限Min

=累計(jì)合約量上限Min

=累計(jì)合約量上限凈量額度集中競價(jià)凈量雙邊+掛牌凈量基數(shù)合約凈量政府給定發(fā)電側(cè)X

X裝機(jī)容量可用小時(shí)

月度Min

=雙邊+掛

牌凈量Min

=凈量額定基數(shù)合約

累計(jì)合約量上限X凈合約量

F2二凈合約量

上限雙邊+掛牌凈合約量

上限集中競價(jià)

凈量累計(jì)合約

量上限基數(shù)合約集中競價(jià)累計(jì)合約

量上限凈量額定凈量額定凈量F0售電公司可申報(bào)買入電量=

min{凈量額度累計(jì)量額度預(yù)繳保函對應(yīng)可交易額度(競價(jià))}售電公司可申報(bào)賣出電量=

min{持有凈量累計(jì)量額度預(yù)繳保函對應(yīng)可交易額度(競價(jià))}中

X上一年度

分檔級(jí)

F0凈合約對應(yīng)月用

量上限電量雙邊+掛牌用電側(cè)中長期合約交易電量約束(廣東)凈量額度集中競價(jià)凈量雙邊+掛牌凈量集中競價(jià)Min

=凈量額定

累計(jì)合約

量上限政府給定售電側(cè)X凈合約量

F2買入

賣出二凈合約

量上限執(zhí)行上限預(yù)交保函

交易額度預(yù)交保函

交易額度集中竟價(jià)

凈量累計(jì)合約

量上限累計(jì)合約

量上限累計(jì)合約

量上限Min

=Min

=凈量額定1.5元/千瓦時(shí)分時(shí)上下限價(jià)格0.07元/千瓦時(shí)與分時(shí)電量的加權(quán)均價(jià)不得突破0.372～0.554元/千瓦時(shí)廣東2022年長協(xié)價(jià)格控制7

9

11

1315

17

19

2123下限0.372元/千瓦時(shí)上限0.554元/千瓦時(shí)統(tǒng)一價(jià)格分時(shí)價(jià)格山東中長期交易偏差回收差額回收=(日前市場月度加權(quán)均價(jià)-月度中長期加權(quán)均價(jià))×h(1.0)超額回收=(月度中長期加權(quán)均價(jià)日-前市場月度加權(quán)均價(jià))×h(1.0)發(fā)電側(cè)

用電側(cè)實(shí)際用電量差額回收=(月度中長期加權(quán)均價(jià)日-前市場月度加權(quán)均價(jià))×h(1.0)超額回收=(日前市場月度加權(quán)均價(jià)-月度中長期加權(quán)均價(jià))×h(1.0)110%90%市場化電量115%85%>T

日交易履約風(fēng)險(xiǎn)=所有單品種持有合約交易風(fēng)險(xiǎn)；>

單品種持有合約交易風(fēng)險(xiǎn)=單品種持有合約成本-單品種持有合約價(jià)值×(1-Q%);>

單品種持有合約成本=Z

(買入合約量×買入合約價(jià))-Z

(賣出合約量×賣出合約價(jià));>

單品種持有合約價(jià)值=單品種T日綜合價(jià)格×單品種T日凈合約量Q%為下一交易日該交易標(biāo)的價(jià)格的漲跌幅限額絕對值>預(yù)繳保函可交易電量額度=預(yù)繳保函額度×H%/[交易標(biāo)的綜合價(jià)格x(1+Q%)],H%為調(diào)整系數(shù)>T日結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)=歷史欠費(fèi)+未到期賬單費(fèi)用+已清算交易費(fèi)用+未清算交易費(fèi)用歷史欠費(fèi)：市場主體超過付款期限，截至T日尚未支付的款項(xiàng)未到期賬單費(fèi)用：在支付期限內(nèi)的尚未支付的款項(xiàng)>已清算交易費(fèi)用：在市場主體完成交易后，已發(fā)生清算但未結(jié)算費(fèi)用>未清算交易費(fèi)用：在市場主體完成交易后，單交易中心尚未完成清算的款項(xiàng)>T

日未清算交易費(fèi)用=市場主體上一年度最大用電月日平均用電量×5×P未清算度電費(fèi)用結(jié)算履約風(fēng)險(xiǎn)警示措施市場主體所持有中長期合約中，有未來60天進(jìn)入交割日的，對市場主體進(jìn)行提示。市場主體的交易保函額度不足時(shí)，暫停其在中長期市場的交易資格，并對其常用合約進(jìn)行強(qiáng)制處理市場主體的結(jié)算保函額度不足時(shí)，暫停其所持有的交割月的年、月、周等中長期合約、現(xiàn)貨市場成交結(jié)果以及相關(guān)零售合約的結(jié)算資格結(jié)算結(jié)算信用占有度=結(jié)算履約風(fēng)險(xiǎn)/結(jié)算信用額度交易交易信用占有度=交易履約風(fēng)險(xiǎn)/交易信用額度售電公司履約保函交易履約風(fēng)險(xiǎn)◆對于市場化機(jī)組而言，年度計(jì)劃電量、中長期交易電量的合同均為金融意義的差價(jià)合約，僅用于結(jié)算不要求物理執(zhí)行；◆日前現(xiàn)貨市場中標(biāo)電量(出力曲線)也僅具有金融結(jié)算意義；◆實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場出清電量(出力曲線)作為物理執(zhí)行依據(jù)。跨省區(qū)中長期優(yōu)先發(fā)電合同·區(qū)域調(diào)度制定省間聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃·按聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃調(diào)度，偏差在現(xiàn)貨市場結(jié)算計(jì)劃電量·計(jì)劃電量轉(zhuǎn)變?yōu)檎跈?quán)合約，不強(qiáng)制要求物理執(zhí)行·按照“以用定發(fā)”原則確定合約電量日前市場·全電量競爭報(bào)價(jià)·

日前中標(biāo)曲線與中長期合同分解曲線之間的偏差按日前價(jià)格結(jié)算實(shí)時(shí)市場·實(shí)時(shí)偏差平衡、阻塞管理·

日前中標(biāo)曲線與實(shí)際發(fā)用電曲線的偏差按實(shí)時(shí)市場價(jià)格結(jié)算中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接4231——市場化機(jī)組以機(jī)組所在物理節(jié)點(diǎn)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨市場結(jié)算價(jià)格————發(fā)電側(cè)每小時(shí)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)等于該時(shí)段內(nèi)每15分鐘節(jié)點(diǎn)電價(jià)的算術(shù)平均值——R=2(Cm-Q-Q)×P]R[(Q.m-Qm)×P]實(shí)際上網(wǎng)電量與日前中標(biāo)電量的偏差用實(shí)時(shí)價(jià)格結(jié)算機(jī)組中長期凈合約以其日前節(jié)點(diǎn)電價(jià)和日前市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)的差值作結(jié)算，形成中長期合約阻塞電費(fèi)R收入=R基

數(shù)

+R中長期+

R日前偏差+R中長期阻塞+

R實(shí)時(shí)偏差+

R基數(shù)交易+

R中長期交易+

R

補(bǔ)償+

R考核+

R分

攤

+R返還

+R容量合約電量與日前中標(biāo)電量的偏差用日前價(jià)格結(jié)算發(fā)電側(cè)批發(fā)市場結(jié)算R-2[C…×(Pm-P]◆售電公司、批發(fā)用戶以全市場發(fā)電節(jié)點(diǎn)的加權(quán)平均綜合電價(jià)作為現(xiàn)貨市場結(jié)算價(jià)格；◆日前市場按照發(fā)電側(cè)日前現(xiàn)貨市場出清曲線與中長期合約偏差電量加權(quán)平均；◆實(shí)時(shí)市場按照發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場與日前市場出清偏差電量進(jìn)行加權(quán)平均；C支出=

C

省

外

+C中

長

期

+C日前偏差+

C

實(shí)時(shí)偏差+

C中長期交易+C分?jǐn)?C返還

+C

容量C=Z[(C-C)×P]

C=Z[(O-O-Q)×P]用電側(cè)批發(fā)市場結(jié)算實(shí)際上網(wǎng)電量與日前中標(biāo)電量的偏差用實(shí)時(shí)價(jià)格結(jié)算合約電量與日前中標(biāo)電量的偏差用日前價(jià)格結(jié)算◆機(jī)組月度可用容量=-

當(dāng)月總小時(shí)數(shù)

(若為負(fù)數(shù)或0,均按0處理)機(jī)組當(dāng)月按政府定價(jià)結(jié)算的電量◆執(zhí)行政府定價(jià)部分容量=當(dāng)月有容量補(bǔ)償?shù)乃袡C(jī)組按政府定價(jià)結(jié)算的電量；當(dāng)月全網(wǎng)市場化用戶省內(nèi)結(jié)算電量

x當(dāng)月具有容量補(bǔ)償資格的所有機(jī)組可調(diào)用容量容量電費(fèi)按照每千瓦時(shí)0.0991元(含稅)計(jì)算◆用戶側(cè)容量補(bǔ)償費(fèi)用=容量補(bǔ)償電價(jià)×全網(wǎng)所有市場化用戶月度用電量發(fā)電容量補(bǔ)償費(fèi)用(山東)(機(jī)組額定容量-執(zhí)行政府定價(jià)部分容量)×機(jī)組月度可用小時(shí)數(shù)容量市場·根據(jù)與電網(wǎng)簽訂的可靠性協(xié)議，維持可用發(fā)電容量，不足或有余時(shí)可去容量市場進(jìn)行交易，補(bǔ)償固定成本政府授權(quán)合約·通過基數(shù)電量合約和強(qiáng)制用電側(cè)交易的市場化電量合約，使機(jī)組獲得明顯高于現(xiàn)貨市場價(jià)格的電費(fèi)，補(bǔ)償固定成本容量補(bǔ)貼·由政府價(jià)格部門制定對市場化機(jī)組的容量補(bǔ)貼，由市場化用戶隨電費(fèi)繳納容量補(bǔ)償機(jī)制集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS需求曲線生產(chǎn)者剩余數(shù)量◆生產(chǎn)者的生產(chǎn)成本在均衡價(jià)格之下的部分稱為“生產(chǎn)者剩余”消費(fèi)者的支付意愿在均衡價(jià)格之上的部分稱為“消費(fèi)者剩余”消費(fèi)者剩余供給曲線市場均衡就是供需雙方在不同價(jià)格信號(hào)下，不斷調(diào)整自

己的生產(chǎn)或消費(fèi)行為，達(dá)到的生產(chǎn)量與消費(fèi)量大致相等的均衡狀態(tài)，這一狀態(tài)下的價(jià)格被稱為“均衡價(jià)格”。社會(huì)福利最大化與市場均衡價(jià)格均衡價(jià)格價(jià)格當(dāng)邊際收益低于邊際成本時(shí)，減少產(chǎn)量可以提升利潤邊際成本邊際收益當(dāng)邊際收益高于邊際成本時(shí)，擴(kuò)大產(chǎn)量可以提升利潤企業(yè)利潤最大化對應(yīng)的最佳產(chǎn)量最佳產(chǎn)量

數(shù)量邊際效益為0價(jià)

格發(fā)電企業(yè)在電價(jià)>平均變動(dòng)成本時(shí)應(yīng)開機(jī)；所有開機(jī)機(jī)組只要節(jié)點(diǎn)電價(jià)在其邊際成本之上，就有動(dòng)機(jī)提升出力水平以增加利潤，直至邊際成本等于節(jié)點(diǎn)電價(jià)或達(dá)到最大發(fā)電能力。發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易的基本原則線

0最小出力

最佳出力

最大出力發(fā)電機(jī)組現(xiàn)貨市場報(bào)價(jià)原則市場節(jié)點(diǎn)電價(jià)

失去的利潤空間

發(fā)電虧損火電邊際成

本曲線新能源邊

際成本曲市場利潤元

/

兆

瓦

時(shí)兆

瓦如果機(jī)組的額定容量正好對應(yīng)著鍋爐效率曲線的頂點(diǎn)，

那么平均變動(dòng)成本曲線從機(jī)組的最低技術(shù)出力到額定容量是一路下降的機(jī)組不同負(fù)荷率對應(yīng)著不同的變動(dòng)成本，越接近經(jīng)濟(jì)

運(yùn)行出力區(qū)間，平均變動(dòng)成本越低，所以平均變動(dòng)成

本是一條下降的曲線。發(fā)電(火電機(jī)組)變動(dòng)成本=燃料成本+運(yùn)維成本+環(huán)保成本發(fā)電的變動(dòng)成本·

邊際煤耗隨著機(jī)組的出力增加而增加·

從20萬到21萬所增加的標(biāo)煤耗量

(x2-x1)

<從25萬到26萬所增加的標(biāo)煤耗量(x4-x3)·

由于啟動(dòng)成本和空載成本已單獨(dú)核算，現(xiàn)貨報(bào)價(jià)中僅考慮單調(diào)遞增的微增成本邊際成本曲線是“遞增出力成本”申報(bào)的依據(jù)發(fā)電成本=邊際標(biāo)煤耗×標(biāo)煤單價(jià)÷鍋爐效率+運(yùn)維成本+排放成本【按發(fā)生方式(正平衡)】發(fā)電成本=啟動(dòng)成本+空載成本(零負(fù)荷成本)+微增成本【按運(yùn)行方式(反平衡)】出力(萬干瓦)每小時(shí)標(biāo)煤耗(噸)26X425X321X220X1在20萬出力下，因?yàn)樵黾?兆瓦出力，每小時(shí)所額外產(chǎn)生的發(fā)電成本C(P)從邊際標(biāo)煤耗到邊際成本0150200

300邊際成本

(元/兆瓦時(shí))發(fā)電出力(兆瓦)190凈輸出MW熱量輸入MMBtu/Hr50795.121601897.083103460.754104542.295255824.735506109.00——空載成本：指發(fā)電機(jī)維持同步轉(zhuǎn)速下保持零輸出功率的成本——總?cè)剂锨€在上面的函數(shù)關(guān)系中，我們令x(輸出功率)=0,就可以得到空載燃料火電機(jī)組的空載成本邊際成本曲線-邊際燃料曲線×(燃料成本+可變運(yùn)行與維護(hù)成本)×性能系數(shù)對總?cè)剂锨€進(jìn)行一階求導(dǎo)得到了邊際燃料曲線火電機(jī)組的邊際成本集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS元/兆瓦時(shí)現(xiàn)貨市場中，

一旦有其他機(jī)組的報(bào)價(jià)低于自己中長期合約電量的發(fā)電成本，電廠就愿意減少自己的中長期發(fā)電，

通過差價(jià)合約的結(jié)算機(jī)制，由更低價(jià)的現(xiàn)貨電來代替自己發(fā)電，以履行自己的中長期合約。雖然電廠在現(xiàn)貨市場中減少了發(fā)電，但通過差價(jià)合約的結(jié)算，

反而增加了自身的利潤，

實(shí)現(xiàn)了資源優(yōu)化配置。

E的機(jī)組日前市場報(bào)價(jià)策略根據(jù)邊際成本曲線構(gòu)建報(bào)價(jià)曲線分段線性曲線邊際成本曲線→

兆瓦階梯曲線————越接近預(yù)測節(jié)點(diǎn)電價(jià)的報(bào)價(jià)波段應(yīng)越密集，爭取以合理價(jià)格中標(biāo)更多出力——-出力下限和上限不一定是最小或最大出力，可能是如爬坡率，固定出力產(chǎn)生的上下限出力上調(diào)受限市場價(jià)>最大報(bào)價(jià)出力下調(diào)受限市場價(jià)<最小報(bào)價(jià)出力上下可調(diào)出力對應(yīng)的報(bào)價(jià)設(shè)定市場價(jià)日前報(bào)價(jià)波段分布策略如現(xiàn)貨試結(jié)算中未補(bǔ)償空載成本，300則應(yīng)在現(xiàn)貨報(bào)價(jià)時(shí)考慮此成本。

250200100

200

300

400

500

600機(jī)組第一段報(bào)價(jià)的出力終點(diǎn)為兩條曲線的交點(diǎn)對應(yīng)的出力，其報(bào)價(jià)為交點(diǎn)對應(yīng)的價(jià)格。這樣我們保證只要機(jī)組中標(biāo)開機(jī)，度電收益不會(huì)在對應(yīng)出力的平均變動(dòng)成本之下。后續(xù)分段報(bào)價(jià)按照交點(diǎn)右側(cè)的分?jǐn)偪蛰d成本后“邊際成本”曲線遞增報(bào)價(jià)，由于空載成本是按照最小技術(shù)出力分?jǐn)偟?，即使機(jī)組在一直最小技術(shù)出力運(yùn)行，也可保證回收空載成本考慮空載成本的報(bào)價(jià)策略—邊際成本+分?jǐn)偪蛰d一

變動(dòng)成本元/MWh350MW發(fā)電單元(火電)電能報(bào)價(jià)變動(dòng)報(bào)價(jià)(市場)遞增出力報(bào)價(jià)

(元/兆瓦時(shí))報(bào)價(jià)波段1報(bào)價(jià)波段2報(bào)價(jià)波段3常設(shè)報(bào)價(jià)開機(jī)成本

(冷熱溫)

(元/次)報(bào)價(jià)波段47報(bào)價(jià)波段48(缺省)遞增出力報(bào)價(jià)

(元/兆瓦時(shí))時(shí)段1時(shí)段2時(shí)段3遞增出力成本

(元/兆瓦時(shí))時(shí)段47時(shí)段48核定成本報(bào)價(jià)空載成本(元/時(shí)段)可不定期變更默認(rèn)報(bào)價(jià)

→>:兆瓦—

—

出

清

價(jià)

—

—300200元/兆瓦時(shí)

元/兆瓦時(shí)300中標(biāo)出力300元/兆瓦時(shí)150200元/兆瓦時(shí)時(shí)間出清價(jià)——300元/兆瓦時(shí)上爬坡約束導(dǎo)致

低報(bào)價(jià)未中標(biāo)300元/兆瓦時(shí)200元/兆瓦時(shí)15分鐘

15分鐘

時(shí)

間機(jī)組爬坡能力約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果下爬坡約束導(dǎo)致

高報(bào)價(jià)強(qiáng)制中標(biāo)300150200元/兆瓦時(shí)300元/兆瓦時(shí)200元/兆瓦時(shí)200元/兆瓦時(shí)中標(biāo)出力兆瓦15分鐘15分鐘300300300300300高30030030012

3

4

56

一機(jī)組最小連續(xù)運(yùn)行時(shí)間為8小時(shí)一

兆瓦

300

300

300

300

300

300

260

260

—

出清價(jià)機(jī)組最小連續(xù)運(yùn)行時(shí)間約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果中標(biāo)出力報(bào)價(jià)仍中標(biāo)3001508

時(shí)間(小時(shí))開機(jī)7150300

300300

300

300300

3003001

2

3

4

5

6低報(bào)價(jià)卻無法中標(biāo)機(jī)組最小停機(jī)時(shí)間約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果300

一

中標(biāo)出力—

機(jī)組最小停機(jī)時(shí)間為6小時(shí)

—300

《—

出清價(jià)時(shí)間(小時(shí))停機(jī)兆瓦20020020020030030030087*

最大出力偏高：實(shí)際調(diào)電調(diào)不上去，被考核最大出力偏低：市場價(jià)格較高時(shí)失去盈利機(jī)會(huì)·最小出力偏高：

出力調(diào)節(jié)空間縮小，可能被優(yōu)化停機(jī)最小出力偏低：無償深度調(diào)峰·爬坡率偏大：

無法滿足調(diào)度指令，被考核·爬坡率偏?。悍浅Ｒ?guī)中標(biāo)或不中標(biāo)，失去盈利機(jī)會(huì)·最小開機(jī)時(shí)間偏長：

非常規(guī)中標(biāo)，失去盈利機(jī)會(huì)*

最小開機(jī)時(shí)間偏短：有損設(shè)備·最小停機(jī)時(shí)間偏長：

非常規(guī)不中標(biāo)，失去盈利機(jī)會(huì)■

最小停機(jī)時(shí)間偏短：有損設(shè)備最大/最小出力、爬坡率、最小開機(jī)/停機(jī)時(shí)間性能參數(shù)申報(bào)集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS客戶用電行為畫像高科技企業(yè)：負(fù)荷連續(xù)、穩(wěn)定一般制造業(yè)：人力密集型、電價(jià)敏感度低、日間負(fù)荷高高耗能企業(yè)：電價(jià)敏感度高、負(fù)荷晝夜差大◆制定電費(fèi)套餐：單一電價(jià)套餐、固定+浮動(dòng)套餐、分時(shí)電價(jià)套餐、階梯電價(jià)套餐……◆推薦增值服務(wù)：屋頂光伏、能效管理、儲(chǔ)能、容改需……24點(diǎn)零售用戶價(jià)值分析基于用戶用電行為與節(jié)點(diǎn)電價(jià)高低時(shí)段的關(guān)系對客戶進(jìn)行畫像1點(diǎn)…………市場費(fèi)率類1.

實(shí)時(shí)價(jià)基準(zhǔn)：以用戶側(cè)實(shí)時(shí)市場結(jié)算價(jià)格月度算術(shù)平均值為基準(zhǔn)，乘以調(diào)整系數(shù)2.

日前價(jià)基準(zhǔn)：以用戶側(cè)日前市場結(jié)算價(jià)格月度算術(shù)平均值為基準(zhǔn)，乘以調(diào)整系數(shù)固定價(jià)格類1.

一口價(jià)：只有一個(gè)售電價(jià)格2.

分時(shí)套餐：允許每個(gè)小時(shí)有不同價(jià)格3.

分月分時(shí)套餐：允許每個(gè)月每個(gè)時(shí)段有不同價(jià)格階梯套餐階梯套餐：將月度用電量劃分為2至4個(gè)階梯，對應(yīng)不同

價(jià)格；逐漸過渡到分時(shí)混合類：部分(比例)電量固定價(jià)格，部分電量按市場費(fèi)率浮動(dòng)零售用戶套餐(山東)1.

約定月分日、日分時(shí)電量比例，形成基準(zhǔn)曲線2.

約定正偏差考核時(shí)段和負(fù)偏差考核時(shí)段3.

約定偏差容忍比例和考核價(jià)格(實(shí)時(shí)市場用電側(cè)結(jié)算價(jià)格的%)控制用電量曲線與合約電量曲線之間的偏差；控制用電分時(shí)比例偏差1.

約定月、日和分時(shí)用電量2.

約定偏差容忍比例和考核價(jià)格(用戶月度加權(quán)平均電量價(jià)格的%)3.

可按月或日總量考核，也可按多個(gè)時(shí)段的月總電量或日總電量考核控制合約量和用電量及其曲線之間的偏差；控制高電價(jià)時(shí)段用電量基于申報(bào)電量考核零售用戶考核(山東)基于基準(zhǔn)曲線考核執(zhí)行峰谷分時(shí)用戶須分別約定鋒平谷價(jià)格或選擇調(diào)整系數(shù)即峰段價(jià)格：平段價(jià)格≥1.7;谷段價(jià)格：平段價(jià)格≤0.38深圳用戶需滿足峰段價(jià)格：平段價(jià)格≥1.53,谷段價(jià)格：平段價(jià)格≤0.32某段電量價(jià)格=聯(lián)動(dòng)價(jià)格*峰(谷)段比例*調(diào)整系數(shù)不同比例電量聯(lián)動(dòng)不同價(jià)格。例如，10%電量與20%電量分別與不同的價(jià)格聯(lián)動(dòng)·售電公司自身的批發(fā)側(cè)均價(jià)·日前市場月度綜合價(jià)=Z

(每小時(shí)實(shí)際用電量*每小時(shí)日前出清價(jià)格)/月度總實(shí)際用電量·實(shí)時(shí)市場月度綜合價(jià)=Z(每小時(shí)實(shí)際用電量*每小時(shí)實(shí)時(shí)出清價(jià)格)/月度總實(shí)際用電量·月度中長期交易綜合價(jià)為月度集中競價(jià)、月度掛牌與月度雙邊三個(gè)品種的加權(quán)平均價(jià)格

·月度雙邊協(xié)商綜合價(jià)、月度掛牌綜合價(jià)為對應(yīng)品種的加權(quán)綜合價(jià)零售用戶套餐(廣東)

不少于10%電量市場聯(lián)動(dòng)煤電聯(lián)動(dòng)和服務(wù)費(fèi)為可選日前市場合約電量>日前市場申報(bào)電量的部分，售電公司按照日前市場價(jià)格退回，或者說反賣回日前市場。

如合約價(jià)>日前價(jià)，則虧損；反之，為套利。實(shí)時(shí)市場日前電量>日前申報(bào)電量的部分，售電公司按照實(shí)時(shí)市場價(jià)格退回，或者說反賣回實(shí)時(shí)市場。

如日前價(jià)>實(shí)時(shí)價(jià)，則虧損；反之，為套利。售電公司現(xiàn)貨市場報(bào)量策略實(shí)際用電曲線

日前申報(bào)曲線

合約分解曲線1點(diǎn)**…*…合約量>日前量日前量>實(shí)時(shí)量兆瓦時(shí)24點(diǎn)0日前-實(shí)時(shí)市場偏差價(jià)差收益回收結(jié)算偏差利虧自行承擔(dān)，超過λ容忍的電

量偏差所獲套利，由交易中心回收日前申報(bào)電量>實(shí)際用電量×(1+λ)并且日前電價(jià)<實(shí)時(shí)電價(jià)回收效益=[日前申報(bào)電量-

實(shí)際用電量×(1+λ)]×(實(shí)時(shí)電價(jià)-

日前電價(jià))回收效益=[實(shí)際用電量×(A-A)-

日前申報(bào)電量]×(日前電價(jià)-

實(shí)時(shí)電價(jià))日前申報(bào)電量<實(shí)際用電量×(1

-

λ)并且日前電價(jià)>實(shí)時(shí)電價(jià)對于每個(gè)結(jié)算時(shí)段：+λ一λ允許

偏差??低風(fēng)險(xiǎn)電量因售電價(jià)格按照現(xiàn)貨均價(jià)浮動(dòng)，風(fēng)險(xiǎn)較低。如果用戶高電價(jià)時(shí)段用電比例較大，依然存在一定風(fēng)險(xiǎn)中風(fēng)險(xiǎn)電量承擔(dān)部分時(shí)段電量現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)可能售價(jià)的風(fēng)險(xiǎn)考核用戶高電價(jià)時(shí)段用電量高電價(jià)時(shí)段有較多合約電量覆蓋售電公司風(fēng)險(xiǎn)電量識(shí)別高風(fēng)險(xiǎn)電量承擔(dān)現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)全部風(fēng)險(xiǎn)降低風(fēng)險(xiǎn)市場費(fèi)率分時(shí)電價(jià)一口價(jià)零售電價(jià)格剛性負(fù)荷報(bào)價(jià)響應(yīng)負(fù)荷報(bào)價(jià)◆

兆瓦剛性負(fù)荷

價(jià)格響應(yīng)負(fù)荷現(xiàn)貨市場中，用電側(cè)(售電公司)報(bào)價(jià)前須考慮負(fù)荷性質(zhì)和零售電價(jià)格，

剛性負(fù)荷

報(bào)價(jià)一般為交易中心公布的價(jià)格上限，確

保百分百成交；對于價(jià)格響應(yīng)負(fù)荷以零售

電價(jià)格為報(bào)價(jià)基準(zhǔn)，保證一旦成交，購售

電收益為正，購電價(jià)格過高時(shí)，寧愿放棄該段負(fù)荷，以免產(chǎn)生負(fù)收益?！?jiǎng)傂载?fù)荷須保證成交，價(jià)格響應(yīng)負(fù)荷根據(jù)零售價(jià)格曲線構(gòu)建報(bào)價(jià)曲線——售電公司日前報(bào)價(jià)策略元/兆瓦時(shí)集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS+合約量×(日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)-日前交割節(jié)點(diǎn)價(jià))因阻塞造成的◆買賣雙方按合約量、合約價(jià)全額單獨(dú)結(jié)算◆對于賣方：-日前中標(biāo)量超出合約量部分按日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)獲得電費(fèi)收入-日前中標(biāo)量不足合約量部分按日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)支付電費(fèi)◆對于買方：-日前中標(biāo)量超出合約量部分按日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)支付電費(fèi)-日前中標(biāo)量不足合約量部分按日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)獲得電費(fèi)返還差量表達(dá)：總交割電費(fèi)=合約量×合約價(jià)+日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)×(日前中標(biāo)量-合約量)按合約

價(jià)結(jié)算日前中標(biāo)電量一日前中標(biāo)量部分兌現(xiàn)合約量合約結(jié)算的差量表達(dá)方式未兌現(xiàn)合約電量按日前價(jià)買入(或返還)日前中標(biāo)電量按日前價(jià)

結(jié)算—

—

日前中標(biāo)量完全兌現(xiàn)合約量按合約

價(jià)結(jié)算日前差量電費(fèi)合約電量合約電費(fèi)合約電量差價(jià)表達(dá)：R電費(fèi)=日前中標(biāo)量×日前上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)價(jià)+合約量×(合約價(jià)-日前交割節(jié)點(diǎn)價(jià))>

日前市場：

根據(jù)日前出清電量和價(jià)格做全電量結(jié)算>

中長期合約電量：

根據(jù)合同約定價(jià)格和日前市場出清價(jià)格的差值作差價(jià)結(jié)算買賣雙方承諾針：對合約量支付(或退還)日前價(jià)格超出合約價(jià)格的差價(jià)電費(fèi)中長期合約根據(jù)合同約定價(jià)格

和日前現(xiàn)貨市場價(jià)

格差異作差價(jià)結(jié)算日前現(xiàn)貨市場根據(jù)日前出清價(jià)

格做全電量結(jié)算合約結(jié)算的差價(jià)表達(dá)方式中長期合約對沖原理

a-Q

對沖者簽訂合約的目的是鎖定部分電量價(jià)格，對沖現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價(jià)劇烈波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)，而不是為了擴(kuò)大收益。基差增大時(shí)，對持有空頭頭寸者有利，對持有多頭頭寸者不利；反之，對持有多頭

頭寸者有利，對持有空頭頭寸者不利。因?yàn)楹霞s的對沖作用，使市場主體在現(xiàn)貨市場中的大虧大盈變成了小虧小贏，

實(shí)現(xiàn)了收益和風(fēng)險(xiǎn)的平衡。合約定價(jià)應(yīng)基于對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的預(yù)測，越接近平均節(jié)點(diǎn)電價(jià)，說明價(jià)格越合理。01點(diǎn)基差=24點(diǎn)………………①合約曲線與日前中標(biāo)曲線越貼合，合約對沖效果越好②用電側(cè)應(yīng)注意提升現(xiàn)貨高電價(jià)時(shí)段合約量占比，發(fā)電側(cè)相反③發(fā)電側(cè)還需注意統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)與機(jī)組所在上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)之間的差價(jià)暴露在現(xiàn)貨市場結(jié)算的電量越多，說明交易策略越激進(jìn)；反

之說明交易策略越保守。激進(jìn)

穩(wěn)健

保守中長期合約對沖策略日前現(xiàn)貨價(jià)格

日前中標(biāo)曲線合約分解曲線未兌現(xiàn)合約電量按日前價(jià)買入(或返還)24點(diǎn)……01點(diǎn)日前中標(biāo)電量合約電量合約價(jià)(元)450合約量(兆瓦時(shí))1000差價(jià)電費(fèi)說明時(shí)段(小時(shí))時(shí)段1時(shí)段2時(shí)段3現(xiàn)貨價(jià)(元/兆瓦時(shí))300500200分解101000050000全部分解到現(xiàn)貨價(jià)最高時(shí)段分解230050020070000按現(xiàn)貨價(jià)正比例分解分解333333433311650C平均分解·將合約電量越多的分解到節(jié)點(diǎn)電價(jià)高的時(shí)段，差價(jià)電費(fèi)越小，對用電側(cè)越有利，對發(fā)電側(cè)越不利；·

分解方式1和2較多電量分解在負(fù)荷高的時(shí)段，由于負(fù)荷與節(jié)點(diǎn)電價(jià)是正相關(guān)，因此該類分解曲線，對發(fā)電側(cè)不利。合約的價(jià)值和收益更多地是由分解曲線決定中長期合約電量分解策略以0.36元/kWh買入該月相同曲線合約電量進(jìn)行對沖對沖盈虧=500萬×(0.35-0.36)=-5萬元實(shí)際結(jié)算：實(shí)際中標(biāo)電量550萬kWh

節(jié)點(diǎn)電價(jià)0.36元/kWh

統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)0.37元/kWh;◆合約對沖后：電費(fèi)=550萬×0.36=198萬元；◆如合約未對沖：電費(fèi)=550萬×0.36+500萬×(0.35-0.37)=188萬元；◆合約對沖減少虧損=198萬-188萬-5萬=5萬元。合約交易雙方不存在共贏，

一方通過合約提升了收益，另一方一定減少了收益。因此不要將合約電量賣給自己的售電公司或轉(zhuǎn)讓給同一集團(tuán)的其它機(jī)組；合約電量轉(zhuǎn)出時(shí)價(jià)格越低越有利，轉(zhuǎn)入時(shí)價(jià)格越高越有利假設(shè)某機(jī)組年初賣出某月自定義曲線合約500萬

kWh,

合約價(jià)0

.

35

元

/kWh,后預(yù)測該月統(tǒng)一結(jié)

算點(diǎn)平均電價(jià)0.37元/kWh發(fā)電企業(yè)中長期合約電量持倉策略例

如

：以0.36元/kWh

賣出該月相同曲線合約電量進(jìn)行對沖合約對沖虧損=500萬x(0.37-0.36)=5

萬元實(shí)際結(jié)算：

日前申報(bào)電量550萬kWh

統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)0.35元/kWh◆合約對沖后：電費(fèi)=550萬×0.35=192.5萬元如合約未對沖：電費(fèi)=550萬×0.35+500萬×(0.37-0.35)=202.5萬元合約對沖減少虧損=202.5萬元-192.5萬元-5萬=5萬元合約交易雙方不存在共贏，

一方通過合約提升了收益，另一方一定減少了收益因此不要從同一集團(tuán)的發(fā)電企業(yè)購買合約電量；合約電量轉(zhuǎn)出時(shí)價(jià)格越高越有利，轉(zhuǎn)入時(shí)價(jià)格越低越有利。假設(shè)某售電公司年初買入某月自定義曲線合約500

萬kWh,

合約價(jià)0.37元

/kWh,

后預(yù)測該月統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)平均電價(jià)0.35元/kWh。售電公司中長期合約電量持倉策略例如

：集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計(jì)2

典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)3

電力市場的經(jīng)濟(jì)學(xué)原理4

發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略5

售電公司現(xiàn)貨市場交易策略6

中長期合約交易策略7

試結(jié)算案例分析8

量化交易在電力現(xiàn)貨的實(shí)踐目

錄CONTENTS廣東今年1月試結(jié)算分時(shí)電價(jià)特點(diǎn)廣東今年現(xiàn)貨價(jià)格分時(shí)由于供需關(guān)系緊張的原因，普遍價(jià)格較高，凌晨的低電價(jià)時(shí)段較短，仍存在早晚兩個(gè)高峰，但價(jià)差不大o+0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:00

11:0012:0013:0014:0015:0016.0017:0018:00

19:00

20:00

21:0022:0023:00500-4

品400+

蟹男300-43.32

439,8240R?6345.2487.7466.99輥碼23.99478.07

解便強(qiáng)454.8848.8B日前分時(shí)均價(jià)-●-實(shí)時(shí)分時(shí)均價(jià)505.29

515.89

482.92483.26326.01255.39200100-45弱344.25319.72440.414221概熙446t368351.47600-8823.33781.92687.6457885506.86454.0345248-436.68

>

479.18411.81-->329.55山東光伏發(fā)電占比較高，大發(fā)時(shí)段接近全部發(fā)電量占比的10%9:00~16:00分時(shí)均價(jià)明顯低于其他時(shí)段，18:00~22:00形成一個(gè)電價(jià)晚高峰782.266254480.243086-416.74/3132522616242o+1:00

2:00

3:005:006.007:008:00

9:0010:0011:00

12:00130014:00

15:0016:00

17:0018:0019:0020:0021.:00

22:0023:0023:59736.42639.54553.63519.96459.73419.2山東現(xiàn)貨現(xiàn)貨分時(shí)價(jià)格特點(diǎn)1.0001800|600-400-200-50B59436.21-326.532472547-507.66398.6741427202.16167.33131.1408.06日前分時(shí)均價(jià)-●-

實(shí)時(shí)分時(shí)均價(jià)235.1298.28186.98106.1317799.51398946770.44。1:00

2:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0023:59實(shí)際光伏總加和日前價(jià)格(2022年4月1日-15日)}1000800600-4002000山東光伏出力與現(xiàn)貨價(jià)格對比實(shí)際光伏總加和現(xiàn)貨價(jià)格(2022年5月13日)800600400200日前價(jià)格(元/h)價(jià)格(元/MWh)1.500-1,20090055497422x2300日前實(shí)時(shí)最大價(jià)差可達(dá)0.9元/kWh以上，風(fēng)險(xiǎn)較大-O-日前價(jià)格

-O-

實(shí)時(shí)價(jià)格山東日前實(shí)時(shí)價(jià)差 2022-5-116:00

2022-5-1111:00

2022-5-1116:002022-5-1121:002022-5-122:002022-5-127:00因山西進(jìn)入大風(fēng)期以及供暖季，電價(jià)波動(dòng)劇烈，經(jīng)常是地板價(jià)和天花板價(jià)同時(shí)出現(xiàn)日前電價(jià)

實(shí)時(shí)