电力现货实战型交易策略（101页 PPT）

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电力现货实战型交易策略 集中式现货市场的典型设计 典型省份电力现货市场设计 电力市场的经济学原理 发电企业现货市场交易策略 售电公司现货市场交易策略 中长期合约交易策略 试结算案例分析 量化交易在电力现货的实践 目 录 CONTENTS 1 2 3 4 5 6 7 8 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 日内市场：对上述条件进行滚动微调 实时市场 + 辅助服务市场：保证发用实时平衡 电力系统的特点： 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 因此交易之后无法立刻交割 一般现货市场 一手交钱， 一手交货，实物交割 电力现货市场与一般现货市场的区别 现货市场 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 目前模式 电网企业 预测用 电 量 发电厂 发电厂 电力现货交易给调度模式带来的转变 需求侧响应 山 1 电网企业 交易中心 需求上报 电力用户 售电公司 负荷调整 分布式电源及储能 调峰调频电厂 电量偏差调整，成 本由发电企业分担 现货价格大幅波动 要求用电侧用能精细化 现货市场模式 电力用户 源随荷动 调峰调频电厂 转 变 需求侧上报 电网中的节点 输电线路与断面 线路：连接两个母线的物理线路 断面：两个节点之间所有线路连接的集合 母线与节点 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 ) 母 线 ~ 电源 负荷 母线 ~ 电源 负荷 节点 母线 母线 断面 输电线路 节点 母线 ~ 电源 输电线路 舟线 负荷 电源 负荷 一般现货市场交易结算的地点要素 整个区域网 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 电能量按节 点交易结算 节点 辅助服务按安 全域交易结算 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 节点 为什么按安全域设置备用需求 ? 整个区域网 节点 节点 提供备用的电源 节点 节点 节点 节点 节点 节点 经常堵塞 节点 节点 机组故障或 负荷急升 节点 电 价 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。 电力需求曲线 气 电 煤电 核电 有库容的水电 电 力 供 给 曲 线 风电 / 光伏 电 量 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。 现货市场的出清机制 系统负荷 现货市场中不同时间、不 同负荷，市场价格不同 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 0.43 元 / 千死 时 0.39 千时 0.34 元 / 千 时 0.31 元 / 千尾 时 0.55 元 / 千尾时 0.51 x/Tr 0.4 部元 / 十时 0.25x/ 平 E 时 12:0014:0016:00 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 18:0020:0022:0024:00 时间 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。 优势 ： 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。 节点边际电价 (LMP) 反映系统网损的价格，输配 电价中已考虑网损，节点电 价中不考虑网损。 电力现货市场的节点电价 不考虑阻塞与网络的情况下， 无约束最优调度的发电成本。 II 输电阻塞成本 反映输电线路阻塞对系 统发电成本的影响。 网络损耗成本 系统能量价格 十 十 母线 i 的 网损因子 =LF; 网损惩罚因子 (PF;)=1/(1-LF;) 母线 母线 母线 i 网损因子和网损惩罚因子 AM 注入 1 兆 瓦 有功出 力 到达参考母线 有功 1-LF; 母线 母线 母线 母线 网络损耗 有功 LF; 母线 母线 参考 母线 母线 母线 母线 容量： 50 MW 报价： 500 元 /MWh 潮流： 100 MW 造成阻塞 ~ #2 机— 50 MW 1 线路容量： 100 MW 负荷 B:150 MW 报价： 600 元 /MWh ◆ 如何确定 #1 机组、 #2 机组中标电价 ? ◆ 如何确定负荷 A 、 负 荷 B 中标电价 ? √ 统一按 200 元 /MWh 出清结算，对 #2 机组不公平 √ 统一按 500 元 /MWh 出清结算，对负荷 A 不公平 √ 节点 1 按 200 元 /MWh 出清结算，节点 2 按 500 元 /MWh 出清结算 —— 问 题 —— 方 法 节点电价形成原理 容量： 200 MW 报价： 200 元 / MWh 负荷 A:50 MW 报价： 600 元 / MWh #1 机组— 200 MW A 负 荷 B 购 电 费 = 5 0 0 × 1 5 0 = 7 5 0 0 0 元 负 荷 B 的 1 5 0MW 中 有 1 0 0MW 是 # 1 机 组 提 供 的 ， 售 价 是 2 0 0 元 /MWh _ — ___R JH 宝左本 水 全 出 现了阻塞盈余 =(500-200)×100=30000 元 节 点 1 电 价 = 2 0 0 元 / MWh 节点 2 电价格 =500 元 /MWh 对购售电 四方 就都公平了 ? 对谁仍然不公平 ? 容量： 200 MW 报价： 200 元 /MWh #1 机组— 200 MW 1 容量： 50 MW 报价： 500 元 /MWh A #2 机— 50 MW ② 潮流： 100 MW 造成阻 塞 线路容量： 100 MW 负荷 A:50 MW 报价： 600 元 / MWh 负荷 B:150 MW 报价： 600 元 / MWh 阻塞盈余 ? 公 平 现货市场体系中的电费结算机制 兆瓦时 0 1 点 24 点 日前节点电价 实时节点电价 合约电价 实时市场价格可能受意外影响 ( 如机组跳机、电网故障等 ), 不确定性最高 日前市场价格主要受相对稳定的电力供需关系影响，在短期内有一定可预测性 合约市场价格受日前市场价格走势决定，用来平抑现货价格波动对电费的影响 实时价格结算 日前价格结算 合约结算 实 际 发 ( 用 ) 电 量 日 前 中 标 电 量 金融对冲 合约市场 对冲日前市 场价格风险 对冲日前市 场价格风险 金融对冲 日前市场 全电量竞争 不存在对冲 对冲实时市 场价格风险 现货市场体系中两种风险对冲 物理对冲 用电侧 $ 实时市场 发电侧 电厂付给购买者 购买者付给电厂 时 间 ① 差价合约是一种避免和控制风险的金融手段，其本质是对现货 ( 日前 ) 价格的对赌。 ② 电量将稳定地按照合约价格结算，合约电量以外增发 ( 或少 发 ) 的电量将以现货 ( 日前 ) 市场节点价格结算。 ③ 当某一时段的合约量、交割节点与现货完全一致时，将实现完 全对冲，即电费完全不受现货 ( 日前 ) 价格波动的影响。 情况二：现货市场价格为 0.6 元 / kWh A 的收益 =100*0.6+100*(0.5- 0.6) 交易双方补齐 差价电费 =100*(0.5-0.6)=-10 元 情况一：现货市场价格为 0.4 元 / kWh A 的收益 =100*0.4+100*(0.5- 0.4) 交易双方补齐 差价电费 =100*(0.5-0.4)=10 元 Pm 的曲线 Pc 的曲线 Pc - 合约电价 Pm - 现货市场出清 价 差价合约 价 格 1 集中式现货市场的典型设计 2 典型省份电力现货市场设计 3 电力市场的经济学原理 发电企业现货市场交易策略 售电公司现货市场交易策略 6 中长期合约交易策略 7 试结算案例分析 8 量化交易在电力现货的实践 目 录 CONTENTS 现货市场 电能量市场 日前市场一实时市场 调频市场 集中式电力现货市场基本架构 发电企业 电力批 发市场 批发用户 电力零售市场 零售交易 零售用户 市场合约 最小合约周期为周 年、月、周 每周、最小合约周期为 周 交易方式 双边交易 集中竞争交易 挂牌交易 基数合约 仅关停电量 月 × 中长期合约市场 售电公司 合约市场、日前 市场、实时市场 实时市场：对在线机组 5 分钟内有功功率 ( 上 / 下 ) 调节响应的备用需求 实时市场：对在线机组或负 荷 10 分钟内有功功率上调响 应的备用需求 ( 旋转备用 ) 实时市场：对在线或离线 机组或负荷 30 分钟内有功 功率上调响应的备用需求 现货市场交易产品 市场交易产品 ……… … …- 辅助服务 … ( 非旋转备 用 ) 山东电力现货市场边界 省内非市场化电量 ( 除新能源 ), 按价格由低到高优先匹配居民、农业用电等保障性电量；外地电和省内非市场新能源打包为政府授权电 量 本省调度 负荷预测 二 现货竞价 现货报量 电源侧 跨省外送计划 新能源 统调水火核电 直调自备电厂 负 荷 侧 非市场化用户 国网代理用户 市场化用户 ■ 超短期负荷预测 ■ 非旋转备用机组 ■ 日前市场备用、调频容 量 ■ 必开必停机组 ■ 电网安全约束 ■ 日前负荷预测 ■ 非旋转备用出清结 果 ■ 备用和调频需求 ■ 必开必停机组 ■ 电网安全约束 现货市场各类出清的边界和使用数据 社会福利最大化 电能 + 备用 + 调频统一出 清 滚动 机组组合 机组组合 辅助服务占用容量 运行时段开始前 30 分钟关 闸 购电成本最小化 实时市场 日前市场 ( 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 ( 等于 ) ( 用电侧 ) 省内计划负荷 + 省内市场负荷 + 跨省外送电 + 网损 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 优化目标： ( 售电收入 - 购电费用 ) 最大化 ·--------------- 约束边界 … ------------ 经济调度 安全校核 出力曲线 节点和分区电价 省间联络线电量 开始 机组组合 机组组合 辅助服务量价 日前市场出清优化的目标和约束边界 是 满 足 约 束 否 SCUC SCED 购电侧实际申报的负荷 结束 ( 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 ( 等于 ) ( 用电侧 ) 省内计划负荷 + 省内市场负荷 + 跨省外送电 + 网损 SCED SCED 经济调度 1 经济调度 2 机组组合 出力曲线 辅助服务容量 非定价机组 节点和节点电价 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 优化目标：全网购电成本最低 ---------------- 约束边界 … --------------- 实时市场出清优化的目标和约束边界 是 满 足 约 束 否 滚动机组 组合 购电侧实际申报的负荷 滚 动 运 行 结束 交易地点 发电侧：所在节点 用电侧：负荷中心 发电侧：所在节点 用电侧：统一结算点 发电侧：所在节点 用电侧：统一结算点 发电侧：所在节点 用电侧：统一结算点 发电侧：所在区域 用电侧：所在区域 实时市场 调度时段： 5 分钟 结算时段： 30 分 钟 调度时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 调度时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 调度时段： 15 分 钟 结算时段： 15 分 钟 调度时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 日前市场 出清时段： 30 分 钟 结算时段： 30 分 钟 出清时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 出清时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 出清时段： 15 分 钟 结算时段： 15 分 钟 出清时段： 15 分 钟 结算时段： 60 分 钟 省份 浙江 广东 山东 山西 甘肃 现货市场交易和结算的时间要素 反映机组物理运行特性的相关参数。 具体包括：发电机组日内允许的最大启停次数、发电机组厂用电率、发电机组启动提 前通知时间、典型开停机曲线、供热机组最大供热量等 发电机组额定有功功率、发电机组最小稳定技术出力、发电机组有功 功率调节速率 电能量缺省报价：机组运行在不同出力区间时单位电能量的缺省价格 机组启动费用上下限 ( 热、温、冷态 )—— 用于启动费用申报限制 空载费用——用于空载费用补偿 变动成本——市场力检测参考；用于必开等特殊机组补偿 企业上报，批准后 生效；变更走流程 与并网协议一致 当日修改，次日生 效 管理部门核定 机组运行参数 机组运行参数 缺 省 申 报 参 数 核定参数 发电企业机组参数上 报 1 2 3 4 发电企业日前市场报价格式 元 / 兆瓦时 不高于报价上限 报价非递减 第 1 段出力从 0 到最小出力 出力波段不小于 0.1 兆瓦 不低于 报价下限 0 最小出力 最大出力 空载成本 ( 元 / 小 时 ) 最小连续运行时间 兆瓦 最小连续停机时间 启动成本 ( 元 / 次 ) 最 多 十 段 新能源 国网代申报预测出力 日内可修改 暂不参加 申报预测出力 日内可修改 10% 参加现货 申报预测出力 申报预测出力 日内可修改 分 3 段报价 出力起点 0 出力起报 最低技术出力 第一段起点小于 最低技术出力 最低技术出力 最低技术出力 最大分段 10 段 10 段 10 段 3-10 段 10 段 省份 浙江 广东 山东 山西 甘肃 各省发电单元报价规则比较 固定补偿 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 +5( 空载成本 + 递增出力成本 ) > 运行成本补偿 = 全天运行成本 - 全天市场电费 日前市场总电费收入 = 日前市场电费 + 日前市场成本补偿 机组运行成本大于市场电费的主要原因 ■ 必开机组、供热机组强制出清 ■ 一般机组因物理约束，部分时刻或出力强制中标 运行成本补偿在某些省份的应用 ■ Min{ 成本费用，报价费用 } ■ 仅对必开机组和供热机组进行补偿 全天市场电费 =5( 市场电价 × 出清电 量 ) 日前市场成本补偿 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 =5 实时市场电价 ×( 计量电量 - 日前出清电量 ) 实时成本补偿 $ 实时市场 二 电费总收入 实时市场运行成本高于日前市场运 行成本时可继续获得成本补偿 实时市场电能电费 十 实时市场成本补偿 R=∑(P×N) R 启动；为机组 i 的总启动费用； P 启动， ; 为机组 i 的 单 次 ( 冷 、 温 、 热 三 态 之 一 ) 的 启 动 成 本 N 启动；为机组 i 的总启停次数 根据机组冷温热态开机 计算其应补偿的费用 发电启动成本补偿 R 空 载 =2_ (C 空 运 行 ， i 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。 发电空载成本补偿 LMP 指示机组运 行在最大出力 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 (" 成本上抬 ") 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 元 /MWh 机组必须非经济的 降出力以提供调频 所产生的机会成本 机组必须非经济地 升 出 力 以 提 供 调 频 所 生 产 的 上 抬 成 本 LMP 指示机组运 行在最小出力 RegLOC 电能计划 MW