電力現(xiàn)貨實戰(zhàn)型交易策略11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐電力現(xiàn)貨市場與一般現(xiàn)貨市場的區(qū)別一般現(xiàn)貨市場一手交錢，一般現(xiàn)貨市場一手交錢，一手交貨，實物交割電力系統(tǒng)的特點：電能無法低成本、大規(guī)配、用須同時完成，且必須保證發(fā)用實時平衡電力現(xiàn)貨交易給調(diào)度模式帶來的轉(zhuǎn)變現(xiàn)貨市場模式負荷調(diào)整分布式電源及儲能電力用戶需求側(cè)響應(yīng)需求上報s售電公司需求側(cè)上報轉(zhuǎn)變電網(wǎng)企業(yè)交易中心現(xiàn)貨價格大幅波動要求用電側(cè)用能精細化發(fā)電廠調(diào)峰調(diào)頻電廠現(xiàn)貨市場模式負荷調(diào)整分布式電源及儲能電力用戶需求側(cè)響應(yīng)需求上報s售電公司需求側(cè)上報轉(zhuǎn)變電網(wǎng)企業(yè)交易中心現(xiàn)貨價格大幅波動要求用電側(cè)用能精細化發(fā)電廠調(diào)峰調(diào)頻電廠調(diào)峰調(diào)頻電廠電量偏差調(diào)整，成本由發(fā)電企業(yè)分擔(dān)源隨荷動電網(wǎng)企業(yè)預(yù)測用發(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，實際交割前1-2小時關(guān)閘輔助服務(wù)市場：出現(xiàn)發(fā)用電量不平衡時，向市場主體購買調(diào)頻和容量備用服務(wù)實時市場：申報以5分鐘為頻率的負荷曲線和價格，交割前1小時關(guān)閘，中標(biāo)結(jié)果為需要執(zhí)行的發(fā)電計劃 電網(wǎng)中的節(jié)點母線與節(jié)點輸電線路與斷面母線與節(jié)點≈線路：連接兩個母線的物理線路≈母線：發(fā)電機組輸出通過主變升壓連接母線，物理概念輸電線路輸電線路節(jié)點母線母線節(jié)點節(jié)點母線母線母線輸電線路輸電線路母線母線母線母線電源電源電源電源負荷負荷電源電源負荷負荷負荷電源電源負荷負荷一般現(xiàn)貨市場交易結(jié)算的地點要素$$電能量按節(jié)點交易結(jié)算電能量按節(jié)點交易結(jié)算輔助服務(wù)按安全域交易結(jié)算經(jīng)常堵塞提供備用的電源經(jīng)常堵塞提供備用的電源機組故障或負荷急升現(xiàn)貨市場的出清機制發(fā)電側(cè)單邊報價或發(fā)用兩側(cè)報價基于申報信息以及電網(wǎng)運行邊界條件，采用安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）程序進行優(yōu)化計算，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)中報價最為便宜的機組，直至滿足負荷需求。電力現(xiàn)貨市場價格隨著負荷需求、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)貨價格的大幅波動和跳躍。電力現(xiàn)貨市場的節(jié)點電價在滿足當(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的情況下，在節(jié)點增加單有效反映電力商品時間、空間價值；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)劃節(jié)點邊際電價(LMP)系統(tǒng)能量價格+=輸電阻塞成本+網(wǎng)絡(luò)損耗成本不考慮阻塞與網(wǎng)絡(luò)的情況下，反映系統(tǒng)網(wǎng)損的價格不考慮阻塞與網(wǎng)絡(luò)的情況下，反映系統(tǒng)網(wǎng)損的價格，輸配電價中已考慮網(wǎng)損，節(jié)點電價中不考慮網(wǎng)損。網(wǎng)損因子和網(wǎng)損懲罰因子母線i母線i網(wǎng)絡(luò)損耗有功LFi網(wǎng)絡(luò)損耗有功LFi注入1兆瓦有功出力參考參考母線\到達參考母線有功1-LFi\節(jié)點電價形成原理,,",,"211負荷B：150MW報價：600元/負荷B：150MW報價：600元/MWh報價：600元/MWh——問題◆如何確定#1機組、#2機組中標(biāo)電價？——問題——方法——方法,', 潮流：100MW造成阻塞 潮流：100MW造成阻塞211負荷B：150MW報價：600元/負荷B：150MW報價：600元/MWh報價：600元/MWh?——?公平負荷B的150MW中有100MW是#1機組提供的，售價是200元/MWh——阻塞盈余現(xiàn)貨市場體系中的電費結(jié)算機制 實時價格結(jié)算兆瓦時實時價格結(jié)算日前中標(biāo)電量024點日前價格結(jié)算合約結(jié)算日前中標(biāo)電量024點日前價格結(jié)算合約結(jié)算實時節(jié)點電價mm合約電價實時節(jié)點電價mm合約電價實時市場價格可能受意外影響（如機組跳機、實時市場價格可能受意外影響（如機組跳機、電網(wǎng)故障等不確定性最高日前市場價格主要受相對穩(wěn)定的電力供需關(guān)系影響，在短期內(nèi)有一定可預(yù)測性日前市場價格主要受相對穩(wěn)定的電力供需關(guān)系影響，在短期內(nèi)有一定可預(yù)測性合約市場價格受日前市場價格走勢決定合約市場價格受日前市場價格走勢決定，用來平抑現(xiàn)貨價格波動對電費的影響現(xiàn)貨市場體系中兩種風(fēng)險對沖發(fā)電側(cè)金融對沖發(fā)電側(cè)金融對沖————————金融對沖金融對沖物理對沖差價合約情況一：現(xiàn)貨市場價格為0.4元/kWh交易雙方補齊情況二：現(xiàn)貨市場價格為0.6元/kWh交易雙方補齊①差價合約是一種避免和控制風(fēng)險的金融手段，其本質(zhì)是對現(xiàn)貨（日前）價格的對賭。②電量將穩(wěn)定地按照合約價格結(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)點價格結(jié)算。③當(dāng)某一時段的合約量、交割節(jié)點與現(xiàn)貨完全一致時，將實現(xiàn)完全對沖，即電費完全不受現(xiàn)貨（日前）價格波動的影響。價格價格曲線Pc－合約電價Pm－現(xiàn)貨市場出清價曲線Pc－合約電價Pm－現(xiàn)貨市場出清價11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐集中式電力現(xiàn)貨市場基本架構(gòu)發(fā)電企業(yè)發(fā)市場 發(fā)市場交易方式基數(shù)合約市場合約雙邊交易僅關(guān)停電量最小合約周期為周集中競爭交易月年、月、周掛牌交易×每周、最小合約周期為周電能量市場電能量市場零售用戶零售用戶現(xiàn)貨市場交易產(chǎn)品市場交易產(chǎn)品輔助服務(wù)--調(diào)頻備用二級備用一級備用調(diào)頻備用二級備用一級備用分鐘內(nèi)有功功率（上/下）調(diào)節(jié)響應(yīng)的備用需求荷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）機組或負荷30分鐘內(nèi)有功實時市場：對在線機組5實時市場：對在線機組或負實時市場：對在線或離線功率上調(diào)響應(yīng)的備用需求山東電力現(xiàn)貨市場邊界省內(nèi)非市場化電量（除新能源按價格由低到高優(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)電量新能源=現(xiàn)貨競價---負荷側(cè)本省調(diào)度負荷預(yù)測現(xiàn)貨報量非市場化用戶=現(xiàn)貨競價---負荷側(cè)本省調(diào)度負荷預(yù)測現(xiàn)貨報量非市場化用戶現(xiàn)貨市場各類出清的邊界和使用數(shù)據(jù)滾動機組組合度滾動機組組合度機組組合輔助服務(wù)占用容量電能+備用+調(diào)頻統(tǒng)一出清電能+備用+調(diào)頻統(tǒng)一出清日前市場出清優(yōu)化的目標(biāo)和約束邊界開始機組組合機組組合輔助服務(wù)量價經(jīng)濟調(diào)度安全校核出力曲線節(jié)點和分區(qū)電價省間聯(lián)絡(luò)線電量否是結(jié)束優(yōu)化目標(biāo)售電收入-購電費用）最大化約束邊界）；購電側(cè)實際申報的負荷實時市場出清優(yōu)化的目標(biāo)和約束邊界滾動運行是經(jīng)濟調(diào)度1經(jīng)濟調(diào)度2滾動運行是經(jīng)濟調(diào)度1經(jīng)濟調(diào)度2結(jié)束機組組合出力曲線輔助服務(wù)容量非定價機組節(jié)點和節(jié)點電價否約束邊界）；購電側(cè)實際申報的負荷現(xiàn)貨市場交易和結(jié)算的時間要素省份日前市場實時市場交易地點浙江用電側(cè)：負荷中心廣東用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點用電側(cè)：統(tǒng)一結(jié)算點甘肅用電側(cè)：所在區(qū)域發(fā)電企業(yè)機組參數(shù)上報2機組運行參數(shù)4核定參數(shù)生效；變更走流程與并網(wǎng)協(xié)議一致效管理部門核定反映機組物理運行特性的相關(guān)參數(shù)。具體包括：發(fā)電機組日內(nèi)允許的最大啟停次數(shù)、發(fā)電機組廠用電率、發(fā)電機組啟動提前通知時間、典型開停機曲線、供熱機組最大供熱量等發(fā)電機組額定有功功率、發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力、發(fā)電機組有功功率調(diào)節(jié)速率電能量缺省報價：機組運行在不同出力區(qū)間時單位電能量的缺省價格機組啟動費用上下限（熱、溫、冷態(tài)）——用于啟動費用申報限制空載費用——用于空載費用補償變動成本——市場力檢測參考；用于必開等特殊機組補償發(fā)電企業(yè)日前市場報價格式元/兆瓦時不高于報價上限報價非遞減最多十段最多十段第1段出力從0到最小出力不低于報價下限0最小出力啟動成本（元/次）空載成本（元/小時）最小連續(xù)運行時間最小連續(xù)停機時間各省發(fā)電單元報價規(guī)則比較新能源省份最大分段出力起點新能源浙江國網(wǎng)代申報預(yù)測出力廣東最低技術(shù)出力暫不參加第一段起點小于最低技術(shù)出力最低技術(shù)出力甘肅最低技術(shù)出力分3段報價日前市場成本補償自投運、自計劃機組不享受運行成本補償運行成本補償=全天運行成本-全天市場電費 >全天市場電費=∑（市場電價×出清電量）運行成本補償在某些省份的應(yīng)用僅對必開機組和供熱機組進行補償機組運行成本大于市場電費的主要原因必開機組、供熱機組強制出清一般機組因物理約束，部分時刻或出力強制中標(biāo)實時成本補償+$+實時市場=實時額外運行成本實時額外運行成本=實時計劃運行成本-日前計劃運行成本實時運行成本補償=MAX(實時額外運行成本–全天實時市場電費，0)實時市場電能電費=∑實時市場電價×(計量電量-日前出清電量）發(fā)電啟動成本補償根據(jù)機組冷溫?zé)釕B(tài)開機計算其應(yīng)補償?shù)馁M用N啟動,i為機組i的總啟停次數(shù)發(fā)電空載成本補償浙江：給與固定補償；山東：根據(jù)機組運行時間計算其應(yīng)補償?shù)目蛰d費用，當(dāng)發(fā)電機組日運行電量電費收入高于其核定成本時，不予以結(jié)算，低于核定成本時予以結(jié)算。計算結(jié)果折算到當(dāng)日電價最高的四個時發(fā)電企業(yè)調(diào)頻輔助服務(wù)機會成本元/MWhLMP指示機組運行在最小出力機組必須非經(jīng)濟的降出力以提供調(diào)頻所產(chǎn)生的機會成本機組必須非經(jīng)濟地升出力以提供調(diào)頻所生產(chǎn)的上抬成本LMP指示機組運行在最大出力的經(jīng)濟水平以上運行所產(chǎn)生的額外成本最小出力RegLOC+RegMWRegHi-RegMW最大出力浙江現(xiàn)貨市場調(diào)頻、調(diào)頻備用、調(diào)頻約束◆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)頻約束就是在一個調(diào)度時段：◆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)頻約束就是在一個調(diào)度時段：◆最大上調(diào)出力備用：5分鐘出力連續(xù)上升最大值最大出力浙江現(xiàn)貨市場調(diào)頻價格形成機制——預(yù)估機會成本預(yù)估機會成本：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調(diào)頻調(diào)頻最小無調(diào)頻約束時滿負荷發(fā)電，因調(diào)頻降低到調(diào)頻出力，這(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)頻約束時最小出力發(fā)電，因調(diào)頻上升到調(diào)頻出力，(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-最小出力浙江調(diào)頻價格形成機制——排序及初始價格調(diào)頻容量報價是輔助服務(wù)單元申報的該小時的調(diào)頻容量價格；調(diào)頻里程報價是輔助服務(wù)單元申報的該小時的調(diào)頻里程價格；系統(tǒng)歷史單位容量小時里程為上月系統(tǒng)每小時調(diào)頻里程與上月系統(tǒng)每小時調(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)頻里程報價均為零，則默認(rèn)其預(yù)估調(diào)頻機會成本為零，調(diào)頻單元作為價格接受者參與調(diào)頻市場；~~~~~~~~~零報價機組報價>0的機組按(報價+機會成本)排序浙江調(diào)頻價格形成機制——調(diào)頻里程出清價格與容量出清價格浙江負荷單元電能遞減負荷報價格式不高于報價上限從第2段開始均為價格響應(yīng)負荷如第1段為報價上限則代表剛性負荷不低于報價下限負荷波段不小于0.1兆瓦浙江現(xiàn)貨市場的負荷單元與購電節(jié)點用戶1B用戶1A負荷單元用戶3用戶2用戶1B用戶1A負荷單元用戶3用戶21、負荷單元申報電量按節(jié)點分配因子分配到各節(jié)點2、負荷單元出清量（中標(biāo)量）按節(jié)點分配因子分配到各節(jié)點??一個售電公司可以有多個負荷單元，每個負荷單元是一組終端用戶的組合，每個用戶與一個上網(wǎng)?售電公司可以重新組合終端用戶，變更負荷單元的用戶構(gòu)成浙江現(xiàn)貨市場的負荷單元與購電節(jié)點節(jié)點分配因子1節(jié)點分配因子2節(jié)點分配因子3節(jié)點分配因子4中長期合約要素◆合約周期：合約的起止時間，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)為機組上網(wǎng)電量，在用戶側(cè)為用電量?！霞s要素——◆分解曲線：將合約電量分解至每日分時電量，包括常用曲線和自定義曲線。——合約要素——◆交易價格：合約電量的成交價格，采用絕對價格形式；◆交割節(jié)點：在初期，電廠按交割節(jié)點統(tǒng)一選取為全省統(tǒng)一結(jié)算點，該結(jié)算點的電價為相應(yīng)時段全省加權(quán)平均綜合電價；由交易系統(tǒng)提供若干常用電力交割曲線，由交易由合同雙方自行確定電力交割曲線，并按要求交易方式基數(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雙邊轉(zhuǎn)讓僅關(guān)停電量無需分解集中競爭交易月年、月、周年：Y-M-D1Y-M-D2Y-M-D3月、周：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。峰平谷曲線D1全天平均曲線D2平、谷三段負荷比例;全天為一條直線；高峰時段曲線D3高峰時段為一條直線低谷時段曲線D4低谷時段為一條直線>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；周六、周日、節(jié)假日四類典型日的電量比例報量、報價報量、報價報量、報價報量、報價常用曲線集合競價集合競價◆年度競價：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：后續(xù)1至12個月的分月市場合約電量◆周競價：后續(xù)1至4周的分周市場合約電量◆申報價格下限：申報價格下限=上一交易日綜合價（或首日指導(dǎo)價）×（1-U%）連續(xù)申報◆綜合價格=總交易金額÷總交易電量，連續(xù)申報關(guān)閘時間關(guān)閘時間統(tǒng)一出清未成交申報統(tǒng)一出清未成交申報統(tǒng)一出清價格前一筆成交價前一筆成交價交易代碼成交電量最高成交價最低成交價------------------------?交易D+2和D+3日的分時合約電量?價格上限1300元/兆瓦時?下限-80元/兆瓦時?即時匹配撮合，買方價格＞賣方價格允許成交?買方由高到低成交?賣方由低到高成交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合同價格滿足最小變動價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個工作日前完成提交確認(rèn)（一方上報，另一方確認(rèn)）中長期合約掛牌交易規(guī)則◆每周開展，以周為最小單元的合約電量◆發(fā)用兩側(cè)可同時作為掛牌方和摘牌方◆掛牌采用匿名機制◆掛牌信息包括：合約周期、交易電量、交易價格、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 發(fā)發(fā)電側(cè)執(zhí)行上限政府給定賣出買入交易量執(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算得出。累計合約量上限凈量額定累計合約量上限累計合約量上限雙邊+掛牌凈量累計合約量上限凈合約量上限凈合約量F2累計合約量上限凈合約量凈量額定累計合約量上限凈量額定集中競價凈量累計合約集中競價凈量凈量額度集中競價凈量雙邊+掛牌凈量基數(shù)合約凈量=凈合約量上限凈量額定累計合約量上限累計合約量上限基數(shù)合約凈量累計合約量上限售電側(cè)政府給定凈量額度集中競價凈量=上一年度對應(yīng)月用分檔級凈合約量上限F2凈合約量上限雙邊+掛牌凈量凈合約量累計合約量上限售電側(cè)政府給定凈量額度集中競價凈量=上一年度對應(yīng)月用分檔級凈合約量上限F2凈合約量上限雙邊+掛牌凈量凈合約量累計合約量上限雙邊+掛牌雙邊+掛牌買入買入賣出執(zhí)行執(zhí)行上限凈量額定預(yù)交保函累計合約量上限凈量額定累計合約上限凈量額定預(yù)交保函累計合約量上限量上限交易額度雙邊+掛牌凈量累計合約量上限雙邊+掛牌凈量累計合約量上限集中競價凈量預(yù)交保函交易額度廣東2022年長協(xié)價格控制上限0.554元/千瓦時統(tǒng)一價格與分時電量的加權(quán)均價不得突分時上下限價格分時價格分時價格0.07元/千瓦時下限0.372元/千瓦時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-月度中長期加權(quán)均價）×h（1.0）超額回收=（月度中長期加權(quán)均價日-前市場月度加權(quán)均價）×h（1.0）發(fā)電側(cè)市場化電量實際用電量市場化電量差額回收=（月度中長期加權(quán)均價日-前市場月度加權(quán)均價）×h（1.0）超額回收=（日前市場月度加權(quán)均價-月度中長期加權(quán)均價）×h（1.0）售電公司履約保函交易>T日交易履約風(fēng)險=所有單品種持有合約交易風(fēng)險;>單品種持有合約交易風(fēng)險=單品種持有合約成本-單品種持有合約價值×（1-Q%）;>單品種持有合約成本=∑（買入合約量×買入合約價）-∑（賣出合約量×賣出合約）；>單品種持有合約價值=單品種T日綜合價格×單品種T日凈合約量Q%為下一交易日該交易標(biāo)的價格的漲跌幅限額絕對值結(jié)算>T日結(jié)算風(fēng)險=歷史欠費+未到期賬單費用+已清算交易費用+未清算交易費用>歷史欠費：市場主體超過付款期限，截至T日尚未支付的款項>未到期賬單費用：在支付期限內(nèi)的尚未支付的款項>已清算交易費用：在市場主體完成交易后，已發(fā)生清算但未結(jié)算費用>未清算交易費用：在市場主體完成交易后，單交易中心尚未完成清算>T日未清算交易費用=市場主體上一年度最大用電月日平均用電量警示措施市場主體所持有中長期合約中，有未來60天進入交割日的，對市場主體進行提示。市場主體的交易保函額度不足時，暫停其在中長期市場的交易資格，并對其常用合約進行強制處理市場主體的結(jié)算保函額度不足時，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)算資格中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接計劃電量?計劃電量轉(zhuǎn)變?yōu)檎跈?quán)合約，不強制要求物理執(zhí)行?按照“以用定發(fā)”原則確定合約電量?全電量競爭報價曲線之間的偏差按日前價格結(jié)算 24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)線計劃實時市場?實時偏差平衡、阻塞管理的偏差按實時市場價格結(jié)算◆對于市場化機組而言，年度計劃電量、中長期交易電量的合同均為金融意義的差價合約，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；◆實時現(xiàn)貨市場出清電量（出力曲線）作為物理執(zhí)行依據(jù)。發(fā)電側(cè)批發(fā)市場結(jié)算R收入=R基數(shù)+R中長期+R日前偏差+R中長期阻塞+R實時偏差+R基數(shù)交易+R中長期交易+R補償+R考核+R分?jǐn)?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格結(jié)算 )×P實時,t]實際上網(wǎng)電量與日前中標(biāo)電量的偏差用實時價格結(jié)算機組中長期凈合約以其日前節(jié)點電價和日前市場統(tǒng)一結(jié)算點電價的差值作結(jié)算，形成中長期合約阻塞電費——市場化機組以機組所在物理節(jié)點的節(jié)點電價作為現(xiàn)貨市場結(jié)算價格————發(fā)電側(cè)每小時的節(jié)點電價等于該時段內(nèi)每15分鐘節(jié)點電價的算術(shù)平均值——用電側(cè)批發(fā)市場結(jié)算]◆◆售電公司、批發(fā)用戶以全市場發(fā)電節(jié)點的加權(quán)平均綜合電價作為現(xiàn)貨市場結(jié)算價格；◆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；◆實時市場按照發(fā)電側(cè)實時市場與日前市場出清偏差電量進行加權(quán)平均；容量電費按照每千瓦時0.0991元（含稅）計算---◆電容量補償費用=機組月度用容量×用戶側(cè)容量補償費用Σi=1(機組月度可用容量)◆用戶側(cè)容量補償費用=容量補償電價×全網(wǎng)所有市場化用戶月度用電量 ◆執(zhí)行政府定價部分容量機組當(dāng)月按政府定◆執(zhí)行政府定價部分容量容量補償機制容量市場約政府授權(quán)合容量市場約政府授權(quán)合?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，不足或有余時可去容量市場進行交易，補償固定成本?通過基數(shù)電量合約和強制用電側(cè)交易的市場化電量合約，使機組獲得明顯高于現(xiàn)貨市場價格的電費，補償固定成本容量補貼容量補貼?由政府價格部門制定對市場化機組的容量補貼，由市場化用戶隨電費繳納11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐社會福利最大化與市場均衡價格市場均衡就是供需雙方在不同價格信號下，不斷調(diào)整自己的生產(chǎn)或消費行為，達到的生產(chǎn)量與消費量大致相等的均衡狀態(tài)，這一狀態(tài)下的價格被稱為“均衡價格”。價格均衡價格◆消費者的支付意愿在均衡價格之上的部分稱為“消費者剩余”消費者剩余消費者剩余供給曲線需求曲線生產(chǎn)者剩余 數(shù)量◆生產(chǎn)者的生產(chǎn)成本在均衡價格之下的部分稱為“生產(chǎn)者剩余”企業(yè)利潤最大化對應(yīng)的最佳產(chǎn)量價格邊際成本邊際效益為0邊際收益最佳產(chǎn)量數(shù)量減少產(chǎn)量可以提升利潤擴大產(chǎn)量可以提升利潤發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易的基本原則價格發(fā)電企業(yè)在電價＞平均變動成本時應(yīng)開機；所發(fā)電企業(yè)在電價＞平均變動成本時應(yīng)開機；所有開機機組只要節(jié)點電價在其邊際成本之上，就有動機提升出力水平以增加利潤，直至邊際成本等于節(jié)點電價或達到最大發(fā)電能力。節(jié)點電價平均變動成本電力負荷需求數(shù)量發(fā)電機組現(xiàn)貨市場報價原則元/兆瓦時火電邊際成本曲線失去的利潤空間失去的利潤空間市場利潤新能源邊線0兆瓦最小出力最佳出力最大出力發(fā)電的變動成本發(fā)電（火電機組）變動成本=燃料成本+運維成本+環(huán)保成本平均變動成本是機組在短期內(nèi)平均每生產(chǎn)一單位的電量所消耗的變動成本C機組不同負荷率對應(yīng)著不同的變動成本，越接近經(jīng)濟運行出力區(qū)間，平均變動成本越低，所以平均變動成本是一條下降的曲線。如果機組的額定容量正好對應(yīng)著鍋爐效率曲線的頂點，那么平均變動成本曲線從機組的最低技術(shù)出力到額定容量是一路下降的從邊際標(biāo)煤耗到邊際成本發(fā)電成本=啟動成本+空載成本（零負荷成本）+微增成本【按運行方式（反平衡）】每小時標(biāo)煤耗（噸）每小時標(biāo)煤耗（噸）邊際煤耗隨著機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由于啟動成本和空載成本已單獨核算，現(xiàn)貨報價中僅考慮單調(diào)遞增的微增成本,邊際成本(元/兆瓦時)在20萬出力下，因為增加1兆瓦出力，每小時所額外產(chǎn)生的發(fā)電成本發(fā)電出力(兆瓦)火電機組的空載成本——空載成本：指發(fā)電機維持同步轉(zhuǎn)速下保持零輸出功率的成本——總?cè)剂锨€700060005000400030002000100000100200300400500600在上面的函數(shù)關(guān)系中在上面的函數(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組的邊際成本對總?cè)剂锨€進行一階求導(dǎo)得到了邊際燃料曲線邊際成本曲線邊際成本曲線=邊際燃料曲線×（燃料成本+可變運行與維護成本）×性能系數(shù)11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐機組日前市場報價策略元/兆瓦時根據(jù)邊際成本曲線構(gòu)建報價曲線元/兆瓦時邊際成本曲線邊際成本曲線期合約。雖然電廠在現(xiàn)貨市場中減少了階梯曲線兆瓦日前報價波段分布策略————越接近預(yù)測節(jié)點電價的報價波段應(yīng)越密集，爭取以合理價格中標(biāo)更多出力———出力上下可調(diào)出力上下可調(diào)出力對應(yīng)的報價設(shè)定市場價元/兆瓦時市場價邊際波段市場價市場價出力下限最大出力兆瓦最小出力出力上限兆瓦出力上調(diào)受限市場價>最大報價出力下調(diào)受限市場價<最小報價最小出力邊際出力最大出力兆瓦元/兆瓦時元/兆瓦時考慮空載成本的報價策略如現(xiàn)貨試結(jié)算中未補償空載成本，則應(yīng)在現(xiàn)貨報價時考慮此成本。度電收益不會在對應(yīng)出力的平均變動成本之下。后續(xù)分段報價按照交點右側(cè)的分?jǐn)偪蛰d成本后“邊際成本”曲線遞增報發(fā)電單元（火電）電能報價開機成本空載成本遞增出力成本遞增出力報價遞增出力報價默認(rèn)報價默認(rèn)報價機組爬坡能力約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果——出清價——元/兆瓦時元/兆瓦時上爬坡約束導(dǎo)致低報價未中標(biāo)元/兆瓦時上爬坡約束導(dǎo)致低報價未中標(biāo)元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時————元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時下爬坡約束導(dǎo)致高報價強制中標(biāo)元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時下爬坡約束導(dǎo)致高報價強制中標(biāo)元/兆瓦時機組最小連續(xù)運行時間約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果8787————機組最小連續(xù)運行時間為8小時—機組最小停機時間約束導(dǎo)致非常規(guī)出清結(jié)果8787——————機組最小停機時間為6小時—— .最大出力偏低：市場價格較高時失去盈利機會11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐 零售用戶價值分析基于用戶用電行為與節(jié)點電價高低時段的關(guān)系對客戶進行畫像基于用戶用電行為與節(jié)點電價高低時段的關(guān)系對客戶進行畫像兆瓦時用戶A用戶B節(jié)點電價00……24點……客戶用電行為畫像客戶用電行為畫像高科技企業(yè)：負荷連續(xù)、穩(wěn)定高耗能企業(yè)：電價敏感度高、負荷晝夜差大◆◆制定電費套餐：單一電價套餐、固定+浮動套餐、分時電價固定價格類市場費率類階梯套餐1.一口價：只有一個售電價格1.實時價基準(zhǔn)：以用戶側(cè)實時市固定價格類市場費率類階梯套餐1.一口價：只有一個售電價格1.實時價基準(zhǔn)：以用戶側(cè)實時市2.分時套餐：允許每個小時有不同價格結(jié)算價格月度算術(shù)平均值為基準(zhǔn)，分為2至4個階梯，對應(yīng)不同3.分月分時套餐：允許每個月每個時段乘以調(diào)整系數(shù)價格；逐漸過渡到分時有不同價格結(jié)算價格月度算術(shù)平均值為基準(zhǔn)，乘以調(diào)整系數(shù) 基于基準(zhǔn)曲線考核2.約定正偏差考核時段和負偏差考核時段3.約定偏差容忍比例和考核價格（實時市場用電側(cè)結(jié)算價格的%）控制用電量曲線與合約電量曲線之間的偏差；控制用電分時比例偏差基于申報電量考核2.約定偏差容忍比例和考核價格（用戶月度加權(quán)平均電量價格的%）3.可按月或日總量考核，也可按多個時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；控制高電價時段用電量10%電市場聯(lián)動行峰谷時10%電市場聯(lián)動行峰谷時戶約定鋒谷格選整數(shù)執(zhí)分用須分別平價或擇調(diào)系不少于不少于量?售電公司自身的批發(fā)側(cè)均價?日前市場月度綜合價=∑（每小時實際用電量*每小時日前出清價格）/月度總實際用電量?實時市場月度綜合價=∑（每小時實際用電量*每小時實時出清價格）/月度總實際用電量?月度中長期交易綜合價為月度集中競價、月度掛牌與月度雙邊三個品種的加權(quán)平均價格?月度雙邊協(xié)商綜合價、月度掛牌綜合價為對應(yīng)品種的加權(quán)綜合價即峰段價格：平段價格≥1.7；谷段價格：平段價格≤0.38深圳用戶需滿足峰段價格：平段價格≥1.53，谷段價格：平段價格≤0.32某段電量價格=聯(lián)動價格*峰（谷）段比例*調(diào)整系數(shù)不同比例電量聯(lián)動不同價格。例如，10%電量與20%電量分別與不同的價格聯(lián)動煤電聯(lián)動和服務(wù)費為可選煤電聯(lián)動和服務(wù)費為可選售電公司現(xiàn)貨市場報量策略實時市場兆瓦時日前量＞實時量合約量＞日前量0實際用電曲線日前申報曲線合約分解曲線日前-實時市場偏差價差收益回收結(jié)算日前申報電量>實際用電量×日前申報電量>實際用電量×(1+λ)并且日前申報電量<實際用電量×(1-λ)并且日前電價>實時電價偏差利虧自行承擔(dān)，超過λ容忍的電量偏差所獲套利，由交易中心回收允許偏差售電公司風(fēng)險電量識別承擔(dān)現(xiàn)貨價格波動全部風(fēng)險考核用戶高電價時段用電量高電價時段有較多合約電量覆蓋分時電價承擔(dān)部分時段電量現(xiàn)貨價格波動可能售價的風(fēng)險分時電價因售電價格按照現(xiàn)貨均價浮動，風(fēng)險較低。如果用戶高電價時段用電比例較大，依然存在一定風(fēng)險售電公司日前報價策略元/兆瓦時現(xiàn)貨市場中，用電側(cè)（售電公司）報價前須考慮負荷性質(zhì)和零售電價格，剛性負荷報價一般為交易中心公布的價格上限，確保百分百成交；對于價格響應(yīng)負荷以零售電價格為報價基準(zhǔn)，保證一旦成交，購售電收益為正，購電價格過高時，寧愿放棄零售電價格剛性負荷報價響應(yīng)負荷報價兆瓦剛性負荷價格響應(yīng)負荷——剛性負荷須保證成交，價格響應(yīng)負荷根據(jù)零售價格曲線構(gòu)建報價曲線——11集中式現(xiàn)貨市場的典型設(shè)計22典型省份電力現(xiàn)貨市場設(shè)計目錄目錄4發(fā)電企業(yè)現(xiàn)貨市場交易策略55售電公司現(xiàn)貨市場交易策略66中長期合約交易策略77試結(jié)算案例分析88量化交易在電力現(xiàn)貨的實踐合約結(jié)算的差量表達方式合約電費日前差量電費造成的◆買賣雙方按合約量、合約價全額單獨結(jié)算◆對于賣方：◆對于買方：按日前價合約電量按日前價合約電量按合約價結(jié)算——日前中標(biāo)量完全兌現(xiàn)合約量合約電量未兌現(xiàn)合約電量按日前價買入按合約價結(jié)算日前中標(biāo)電量——日前中標(biāo)量部分兌現(xiàn)合約量合約結(jié)算的差價表達方式根據(jù)日前出清價格做全電量結(jié)算根據(jù)日前出清價格做全電量結(jié)算根據(jù)合同約定價格和日前現(xiàn)貨市場價格差異作差價結(jié)算>日前市場：根據(jù)日前出清電量和價格做全電量結(jié)算>中長期合約電量：根據(jù)合同約定價格和日前市場出清價格的差值作差價結(jié)算中長期合約對沖原理對沖對沖差價合約電費元/兆瓦時差價合約電費因為合約的對沖作用，使市場主體在現(xiàn)貨市場中的大虧大盈變成了小虧小贏，實現(xiàn)了收