电力市场交易规则介绍(中长期+现货)（59页 PPT）

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电力市场交易简介 目录 中国电力市场化发展历程 01 02 中长期交易介绍 03 山西、蒙西、京津唐区域中长期交易介绍 04 山西电力现货市场介绍 01 中国电力市场化发展历程 一、中国电力市场化改革历程 1985-1997 国家调节、市场引导 电力工业部 缺电形势下的集资办电 1997-2002 电力体制改革 建立和完善社会主义市场经济 体制的重要内容 政企分开的改革探索，成 立国家电力公司。 2002-2015 国发〔 2002 〕 5 号 《关于印发电力体制改革方案的通 知》 1 、厂网分开，主辅分离、 竞价上网、输配分开。 2 、建立电力调度交易中 心，划分发、输、配、售 各环节电价。 2015- 至今 中发〔 2015 〕 9 号 《关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》 管住中间、放开两头的体制 架构，逐渐开放配售电业务 2 、电改“ 9” 号文 - 体制框架 • 2015 年 3 月 15 日，为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精 神及习总书记在中央财经领导小组第六次会议讲话精神，国家能源委员 会第一次会议精神，中共中央 国务院下发《关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔 2015 〕 9 号），拉开新一轮电改序幕。 2 、电改“ 9” 号文 - 主要内容 电力改革 （ 3+1+3 ） 三放开 一独立 三强化 • 放开新增配售电市场（配网 + 售电） • 放开输配以外的经营性电价 • 放开公益性调节性以外的发电计划 • 交易机构相对独立（电网最多 51% ） • 强化政府监管 • 强化电力统筹规划 • 强化和提升电力安全高效运行和可靠性供 应水平 【重要目标】 • 转变传统的电力销售模式 • 打破电力市场电网垄断 • 恢复电力的商品属性 2 、电改“ 9” 号文后续突破性进展 2021 2021 2022 发改价格〔 2021 〕 1439 号 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市 场化改革的通知》 发改办价格〔 2021 〕 809 号 《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通 知》 发改体改〔 2022 〕 118 号 《 关 于 加 快 建 设 全 国 统 一 电 力 市 场 体 系 的 指 导 意 见 》 1 、煤电全电量市场化。 2 、扩大交易电价范围（ +20% ） 3 、推动工商业用户全部进入电力市 场（非居民、农业）。 4 、工商业用户取消目录销售电价。 1 、过渡时期未进市场的工商业用户电 网代购。但要不断缩小电网代购电范 围。 2 、代购价格：以报量不报价方式、作 为价格接受者参与市场出清。 1 、 2025 年全国统一电力市场体系初步 建成，国家市场与省级市场协同运行，电 力中长期、现货、辅助服务市场一体化运 营。 2 、 2030 年全国统一电力市场体系基本 建成，新能源全面参与市场交易，国家市 场与省级市场联合运行，电力资源在全国 范围内得到进一步优化配置。 02 中长期交易介绍展 一、交易概况 机组方式、计划 分解月度发电计划 年度合约电量执行 实时调整出力 AGC 滚动调整 中长期电量 日前（日内交易） 实时平衡 （多）日 （多）年度 日前 实时 电力用户 （售电公司） 中长期交易 现货交易 （季）月 发电企业 双边协商 / 集中竞价 电力中长期交易：指发电企业、电力用户、 售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等交易方式，开展的年（多年）、 季、月、旬、周等日以上的电力交易。 二、交易成员和品种 交易品 种 电能量交易 主要开展品种 发电权交易 灵活开展品种 合同转让交易 灵活开展品种 输电权交易 根据发展开展 容量交易 根据发展开展 市场成 员 各类发电企业 电网企业 售电公司 电力交易机构 电力调度机构 电力用户 储能企业 三、交易周期及方式 交易 周期 年度（多年）交易 月度交易 月内（多日）交易 交易方 式 双边协商 集中交易 挂牌交易 滚动撮合交易 集中竞价交易 四、集中竞价交易出清规则 买方申报按照价格由高到低排序、卖方申报按照价格由低到高排序。 当形成量价交叉点时：交叉点价格作为统一出清价格。 当未形成量价交叉点时：有以下两种情况： ① 买方申报价格大于卖方申报价格时，申报电量较小方全部成交，成 交电量最后点对应买卖方申报价格的平均值作为统一出清价格。 ② 买方申报价格小于卖方申报价格时，则该次交易未成交。 买方申报按照价格由高到低排序、卖方申报按照价格由低到高排序。 卖方的最低价与买方的最高价优先配对，成交价格采用匹配双方申报价 格的均价。直至买方申报价格小于卖方申报价格时中止，成交价格采用 匹配双方申报价格的均价。 单方申报价格相同时，按照“时间优先”的顺序排序。当以上条件均相同时， 按照申报电量等比例成交。 注：两种方法在前期成交如何排序、双方如何配对上都是一致的，主要区别在于最后以哪个价格作为成交价格。 统一 边际出清 出清 方式 高低 匹配出清 四、集中竞价出清案例 电厂申报清单 用户申报清单 案例 1-- 统一边际出清 电厂名称 申报电量 （ MWh ） 申报价（元 /MWh ） 申报时间 用户名称 申报电量 （ MWh ） 申报价（元 /MWh ） 申报时间 电厂 1 200 398 9:30:20 用户 1 200 402 16:30:20 电厂 2 100 396 10:50:20 用户 2 100 390 10:30:20 电厂 3 200 396 10:30:20 用户 3 200 398 10:50:20 电厂 4 200 404 10:00:30 用户 4 100 398 10:30:00 电厂 5 200 394 11:30:20 用户 5 200 394 11:30:20 电厂 6 200 392 8:30:20 用户 6 200 394 9:30:20 电厂 7 100 390 12:30:20 用户 7 200 388 9:40:20 电厂 8 200 402 11:00:20 用户 8 200 400 11:30:20 四、集中竞价出清案例 案例 1-- 统一边际出清 （有交点） 排序的原则（卖方由低到高，买方由高到低） 电厂名称 申报电量 （ MWh ） 申报价（元 /MWh ） 申报时间 排序 电厂名称 申报电量 （ MWh ） 申报价（元 / MWh ） 申报时间 排序 电厂 7 100 390 9:30:20 ① 用户 1 200 402 16:30:20 ① 电厂 6 200 392 10:50:20 ② 用户 8 200 400 11:30:20 ② 电厂 5 200 394 8:30:20 ③ 用户 3 200 398 10:30:20 ③ 电厂 3 200 396 10:30:20 ④ 用户 4 100 398 10:50:20 ④ 电厂 2 100 396 10:50:20 ⑤ 用户 5 200 394 10:50:20 ⑤ 电厂 1 200 398 12:30:20 ⑥ 用户 6 200 394 11:30:20 ⑥ 电厂 8 200 402 11:00:20 ⑦ 用户 2 100 390 9:30:20 ⑦ 电厂 4 200 404 10:00:30 ⑧ 用户 7 200 388 9:40:20 ⑧ 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 380 385 390 395 400 405 410 电厂 3 电厂 2 用户 1 用户 8 用户 3 用户 4 用户 5 用户 6 用户 2 用户 7 电厂 7 电厂 6 电厂 5 电厂 1 电厂 8 电厂 4 卖方价格 买方价格 出清价格 电量 电价 四、集中竞价出清案例（无交点） 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 384 386 388 390 392 394 396 398 400 402 404 电厂 3 电厂 2 用户 1 用户 8 用户 3 用户 4 电厂 7 电厂 6 电厂 5 卖方价格 买方价格 出清价格 电量 电价 0 100 200 300 400 500 600 700 800 380 385 390 395 400 405 410 电厂 2 用户 5 用户 6 用户 2 用户 7 电厂 1 电厂 8 电厂 4 卖方价格 买方价格 出清价格 电量 电价 案例 1-- 统一边际出清（无交点） 四、高低匹配出清案例 案例 2-- 高低匹配出清 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 380 385 390 395 400 405 410 电厂 3 用户 1 用户 8 用户 3 用户 4 用户 5 用户 6 用户 2 用户 7 电厂 7 电厂 6 电厂 5 电厂 1 电厂 8 电厂 4 卖方价格 买方价格 出清价格 电量 电价 五、交易组织形式 交易周期 年度（多年）交易 月度交易 月内（多日）交易 交易品种 电量交易 发电权转让 合同转让 交易方式 协商交易 集中竞价交易 滚动撮合交易 挂牌交易 市场主体 电力用户 售电公司 火电企业 新能源企业 六、中长期交易流程 六、电量偏差考核（非现货区域） 偏差 电量 考核 发电侧 整体考核 超发考核 交易电价 ×K1 K1 （ 5%-20% ） 少发考核 交易电价 ×K2 K2 （ 5%-20% ） 用户侧（售电公司） 分时考核 超用考核 交易电价 ×U1 U1 （ 5%-20% ） 少用考核 交易电价 ×U2 U2 （ 5%-20% ） 03 山西、蒙西、京津唐中长 期交易介绍 一、京津唐区域交易情况（交易形式） 年度交易 协商交易 电网代购（电网挂牌，发电侧摘牌） 非电网代购用户（售电公司），交易电量比例不低于全年的 80% 挂牌交易 月度交易 电网代购、外送交易（电网挂牌，发电摘牌） 挂牌交易 集中竞价 非电网代购用户 ( 售电公司 ) 月内交易 冀北区域用户侧合同转让（ 1 次） 月度增量（三地各 1 次）、天津区域用户侧合同转让（ 1 次） 发电侧合同转让 滚动撮合 集中竞价 外送交易（电网挂牌，发电摘牌）（ 2-3 次） 挂牌交易 一、京津唐区域交易情况（总体规模） 交易电量（ 2280 亿） 年度交易（ 1922 亿） 占比 84.30% 北京地区 （ 220 亿） “ 点对网”、冀北、天津发 电企业均可参与 点对网 （ 147 亿） 京津唐网内 （ 73 亿） 冀北地区 （ 697 亿） 域外与冀北域内发电企业 按 3:7 比例分匹（政府强 制执行） 域外 （ 254 亿） 域内 （ 443 亿） 天津地区 （ 324 亿） 域外与天津域内发电企业 按 3:7 比例分匹（政府强 制执行） 域外燃煤 （ 90 亿） 域内燃煤 （ 234 亿） 电网代购 （ 681 亿） 月度交易（ 358 亿） 占比 15.70% 北京（ 40 亿） 冀北（ 150 亿） 天津（ 19 亿） 电网代购 （ 149 亿） 二、山西区域交易情况（交易形式） 年度交易 电网代购、战新产业、低压用户、外送交易 挂牌交易 协商交易 非年度挂牌用户交易 年度协商未成交部分 集中竞价 季度交易 年度协商、竞价未成交或增量部分 协商交易 集中竞价 季度协商未成交部分 月度交易 电网代购、战新产业、低压用户、外送交易 挂牌交易 集中竞价 季度协商、竞价未成交或增量部分 月度竞价未成交部分 滚动撮合 月内交易 日分时交易，每个工作日 10 点 -12 点， 14 点 -16 点 旬分时交易（上、中、下旬各一次） 滚动撮合 集中竞价 现货交易交易不属于中长期交易，后续章节专题汇报。 二、山西区域交易情况（总体规模） 交易规模（ 1840 亿） 省内交易（ 1500 亿） 占比（ 81.52% ） 中长期交易（约占 90% ） 普通用户 (1200 亿） 年（季）度双边协商 （ 720 亿） 月及月内分时交易（ 270 亿） 电网代购（ 200 亿） 年（月）度挂牌交易 低压用户交易（ 10 亿） 战新交易（ 150 亿） 现货交易（约占 10% ） 外送交易（ 340 亿） 占比（ 18.48% ） 苏晋能源机组 (140 亿 ) 其它省内机组 (200 亿 ) 交易总规模 1840 亿千瓦时 三、蒙西区域交易情况（交易形式） 发电侧 火电企业 新能源企业 用户侧 高耗能行业 一般行业 煤炭行业 售电公司 一般工商业用户 （电网代购） 交易品种 协商交易 挂牌交易 竞价交易 年度交易 协商交易 月度交易 挂牌交易 竞价交易 挂牌交易 月内交易（增量交易、合同转让） 新能源交易 竞价交易 协商交易 挂牌交易 协商交易 三、蒙西区域交易情况（总体规模） 蒙西市场电量 2012 亿 年度交易 871.88 亿（占比 43.33% ） 高耗能行业 763.97 亿 电网代购 107.91 亿 月度交易 1140.11 亿（占比 56.66% ） 高耗能行业 216.15 亿 电网代购 252.09 亿 一般行业 631.64 亿 煤炭用户 40.24 亿 月内交易 0.1 亿（占比 0.01% ） 月内增量 用户 0.1 亿 合同转让 04 山西电力现货市场介绍 输入主标题 输入副标题 山西电力现货市场介绍 电力现货市场定义：包括日前、日内、实时的 电能量交易和调频、调峰、备用等辅助服务交 易的电力市场。 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。 实时市场 + 辅助服务市场：保证发用实时平衡。 一、现货试点分布 二、山西电力现货市场报价与出清 现货市场报价 火电企业以机组为单位申报电量报电价曲线等信息，新能源机组参与现货交易时，初期采取“报量不 报价”的方式保证优先出清。电力大用户（售电公司）参与现货交易时 , 采取“报量不报价”的方式， 其申报的用电需求曲线参与日前现货市场出清。随山西现货市场的不断发展，逐步实现新能源机组 及用户侧按照 “报量报价”的方式参与市场。 二、山西电力现货市场报价与出清 二、山西电力现货市场报价与出清 #1 机组数据申报 #2 机组数据申报 最小在线时间 72 小时 最小在线时间 72 小时 最小停机时间 24 小时 最小停机时间 24 小时 机组爬坡速率 第一时段爬坡速率 0.8 % 第一时段爬坡速率 0.8 % 第二时段爬坡速率 0.8 % 第二时段爬坡速率 0.8 % 第三时段爬坡速率 0.8 % 第三时段爬坡速率 0.8 % 第四时段爬坡速率 0.8 % 第四时段爬坡速率 0.8 % 第五时段爬坡速率 0.8 % 第五时段爬坡速率 0.8 % 调频辅助服务报价 第一时段报价 元 /MW 第一时段报价 元 /MW 第二时段报价 元 /MW 第二时段报价 元 /MW 第三时段报价 元 /MW 第三时段报价 元 /MW 第四时段报价 元 /MW 第四时段报价 元 /MW 第五时段报价 元 /MW 第五时段报价 元 /MW 机组核定发电成本 机组核定发电成本 机组启动费用 1000000 元 / 次 机组启动费用 1000000 元 / 次 机组调峰运行下限 第一时段运行上 / 下限 100 330 (00:15-06:00) 第一时段运行上 / 下限 100 310 (00:15-06:00) 第二时段运行上 / 下限 100 330 (06:15-10:00) 第二时段运行上 / 下限 100 310 (06:15-10:00) 第三时段运行上 / 下限 100 330 (10:15-16:00) 第三时段运行上 / 下限 100 310 (10:15-16:00) 第四时段运行上 / 下限 100 330 (16:15-21:00) 第四时段运行上 / 下限 100 310 (16:15-21:00) 第五时段运行上 / 下限 100 330 (21:15-24:00) 第五时段运行上 / 下限 100 310 (21:15-24:00) 段号 #1 机开始出力 (MW) #1 机终止出力（ MW ） #1 机报价 （元 /MWh ） #2 机开始出力 (MW) #2 机终止出力（ MW ） #2 机报价 （元 /MWh ） 1 100 101 319.5 100 101 320.8 2 101 120 330 101 120 350 3 120 150 350 120 150 380 4 150 180 380 150 170 420 5 180 210 430 170 190 450 6 210 240 480 190 220 500 7 240 270 520 220 250 550 8 270 290 600 250 270 600 9 290 310 800 270 290 800 10 310 330 1200 290 310 1000 启动费用 1000000 1000000 二、山西电力现货市场报价与出清 出 清 原 则 日前 出清 电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、用电侧申报曲线、联 络线外送计划、各机组报价、机组运行参数、线路运行参数等作为 输入信息，以全网发电成本最小化为目标，考虑备用需求、断面极 限等电网运行约束，以及最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束， 经安全约束机组组合（ SCUC ）、安全约束经济调度（ SCED ）程 序计算，形成日前开机组合、各机组日前 96 点发电计划曲线（含 96 点日前分时电价）。 实时 出清 基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据超短期负 荷预测、新能源发电预测，日内省间现货交易结果、日内华北跨省 调峰交易结果等边界条件，在日前发电终计划的基础上，以全网发 电成本最小化为优化目标，采用安全约束经济调度（ SCED ）算法 进行集中优化计算，出清得到实时市场交易结果（含 96 点实时分时 电价）。 二、山西电力现货市场报价与出清 出 清 原 则 日前、实时市场均采用节点边际电价定价机制。所有参与市场竞价 的机组报价截止