新能源行业必会基础知识-----电力现货市场理论篇-----主目录-----持续更新https://blog.csdn.net/grd_java/article/details/143364261

1. 这本书是2023年出版的，是当下了解国内电力市场最好的途径了。
2. 还是推荐大家买来这本书进行阅读观看，最好作为随身携带的查阅工具书。

内容均为阅读此书后，基于个人理解进行的总结，如有错误还请指正。推荐搭配书本阅读。

1. 市场主体报价方式

电力现货市场中常见的报价方式包括单边报价和双边报价，具体有以下几种市场组织方式:

---

1. 单边报价

1. 如澳大利亚电力市场，由发电侧进行报价、实时滚动出清的电力库模式市场
2. 负荷侧不参与报价，市场运营机构预测用电负荷和辅助服务需求进行出清

2. 双边报价

如英国电力市场。在日前和日内市场中，由发用电两侧市场主体形成的平衡责任单元根据短期供需平衡需要，向电力交易机构提交日前、日内市场的申报信息

3. 单边报价和双边报价共存

1. 如美国PJM市场。日前市场接受供需双侧报价
2. 实时电力市场中只考虑发电企业报价，负荷需求采用PJM 超短期负荷预测结果

我国局部地区发电侧市场集中度较高

---

1. 为避免发电侧市场操纵现象，更好地反映供制双侧需求、提高市场效率，建议日前市场采用双边报价模式
2. 对于实时市场，为确保系统安全运行，可采用发电侧单边报价模式，按照调度超短期负荷预测结果进行出清

发电侧报价方式主要有报量不报价、报量报价两种形式

---

1. 报量不报价形式是指市场成员申报出力曲线、不申报价格
2. 报量报价形式是指市场成员申报量价曲线，是常规机组的申报形式
3. 根据市场规则要求，可以是单调递增的多段量价曲线，可以是阶梯形式或者斜率形式
4. 可以是全天一组量价对报价或者分时段多组量价对报价
5. 下图给出了发电厂商分时段阶梯报价和连续报价的报价方式
   

在不同市场模式下，发电厂商的竞价形式也有所不同

---

1. 全电量竞价模式

特点在于发电侧市场主体各机组所发电量全部参与电力现货市场竞价，中长期交易电量、优先发电(包括可再生能源、省外购电、“保安全”、供热机组“以热定电”等)和基数电量以差价合约的方式结算

1. 全电量竞价模式的具体运作流程为:

1. 发用电两侧市场主体自行商定的、分解到日的发电曲线作为差价合约的结算依据
2. 发电厂商参与全电量竞价，交易平台按照购电费用最小的优化模型完成市场出清，形成各时段现货出清电量、电价
3. 企业结算发电厂商在某时段中标电量

2. 全电量竞价并非不尊重市场成员已经签订的中长期合同，而是中长期合同与现货的差量部分按照现货价格结算

2. 部分电量竞价模式

特点在于发电侧市场主体部分电量在电力现货市场中申报,其余电量(优先发电量、基数电量、中长期交易电量)不参与电力现货市场申报，作为电力现货市场的边界条件，在电力现货市场中优先出清并物理执行和结算

1. 换言之，通常的部分电量竟价模式中，一部分电量通过传统的计划方式确定，计划电量不能转让
2. 另一部分电量则采用市场的方式，通过竞争确定
3. 部分电量竞价又可以划分为两种方式

1. 拿出一定比例的电量参与竞争

主要优点在于简单易行，易于向多买方、双边交易为主的市场平稳过渡。但是也存在竞争不充分、价格信号不够准确、系统不能完全根据竞价结果来优化调度的问题

2. 部分市场成员参与竞争

主要优点在于市场主体参与范围明确，易于培养市场主体意识和逐步扩大市场主体的参与范围，但也存在着准入要求不明确、价格信号无法反映整体供需等问题

4. 单纯的部分电量竞价模式虽然通过计划方式保障了部分市场成员的利益，有可能实现“帕累托改进”
5. 但由于市场的竞争力度不足，导致市场效率较低，这也是通常所认为的部分电量竞价模式的最大缺陷

3. 实时平衡机制

1. 主要功能是维持系统安全，其特点是在中长期交易物理执行基础上，市场成员申报增减出力报价信息，调度部门根据增减出力报价、系统不平衡功率和阻塞情况，以购电费用最小为目标，调整市场成员发用电计划
2. 当发电有剩余时，系统需要将剩余的电量卖给平衡市场成员，参与平衡市场的成员减少发电量或增加用电量，这时的平衡市场被称为下调市场
3. 当发电不足时，系统需要从平衡市场成员那里采购更多的电能，参与平衡市场的成员则需增加发电量或降低用电量，这时的平衡市场被称为上调市场

2. 出清价格形成机制

国内外的主要电力现货出清价格形成采用边际出清价格机制,主要包括系统边际电价(SMP)、分区边际电价(ZMP)和节点边际电价(LMP)。

2.1 系统边际电价(SMP)

系统边际电价是指在现货电能交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力,使成交的电力满足负荷需求的最后一个电能供应者(称之为边际机组)的报价

---

发电侧报价曲线与用户侧报价曲线的交点即为出清点，对应价格为系统边际电价

---

发电侧报价曲线与用户侧报价曲线无交点，无法市场出清

---

有不唯一交点，按照社会福利最大化和成交数量最大为原则可确定图中的出清点及对应系统边际电价

---

有不唯一交点，按照社会福利最大化和成交数量最大为原则可确定图中的出清点及对应系统边际电价

系统边际电价是反映电力市场中电力商品短期供求关系的重要指标之一，是联系市场各方成员的经济纽带

适用于电网阻塞较少、阻塞程度较轻、阻塞成本低的地区

2.2 分区边际电价(ZMP)

1. 实际运行中，电网不同区域之间可能发生输电阻塞，而在区域内部输电阻塞发生的概率较小或情况比较轻微
2. 可采用分区边际电价，按阻塞断面将市场分成几个不同的区域(即价区)，区域内的所有机组用同一个价格，即分区边际电价
3. 分区边际电价模式适用于阻塞频繁发生在部分输电断面的地区

欧洲统一电力市场就是采用分区电价体系

2.3 节点边际电价(LMP)

适用于电网阻塞程度较为严重、输电能力经常受限的地区

节点边际电价也称为节点电价

---

1. LMP计算特定的节点上新增单位负荷(一般为1MW)所产生的新增发电边际成本、输电阻塞成本和损耗
2. LMP提供了一个开放、透明、非歧视的机制来处理在电网开放条件下的电网阻塞问题，可以将因阻塞导致的成本信息反映给市场成员，LMP的计算是有安全约束的经济调度的优化结果

在美国电力市场中得到普遍采用，如 PJM 电力市场

1. 电力现货市场出清价格机制选择系统边际电价、分区边际电价或节点边际电价
2. 主要考虑电网阻塞情况，在分区内部不存在阻塞的情况下，分区内各节点边际电价等于分区边际电价
3. 在分区间不存在阻塞的情况下，分区边际电价等于系统边际电价
4. 如果将整个电网简化为一个节点，这个节点的节点边际电价就是系统边际电价，如果将整个电网按分区简化为几个节点，每个节点的节点电价就是分区边际电价
   

国内外电力现货市场建设经验来看，系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价机制均有成功的应用，不同市场价格机制的优缺点和典型市场应用下表所示

电力市场出清价格形成机制比较

价格机制	优点	缺点	适用性
系统边际电价	模型简单，易于理解；出清价格透明度高，不必事先披露输电线路约束	未考虑输电线路和运行状态；存在阻塞区域间的交叉补贴；价格信号激励不足	没有（或偶尔有）输电阻塞发生，而且阻塞程度不严重、阻塞成本较少的电力市场
分区边际电价	易于理解，出清价格透明度高；有分区的价格信号	分区方案是前提和关键	电网发展成熟、网络阻塞界面清晰的地区
节点边际电价	出清结果满足电网运行要求；明确的价格型号，自动实现阻塞成本分摊；为分配阻塞盈余的FTR市场提供了结算价格	相对复杂，调度过程的清晰性欠佳；对信息披露的要求较高；对金融市场成熟度要求较高	电力市场基础环境较好、市场主体较为成熟、网络结构经常发生变化、阻塞较多的地区

1. 因为电力现货市场的系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价形成机制和影响因素类似
2. 节点边际电价的形成机制最为复杂，理解节点边际形成和影响因素也可类似理解分区边际电价和系统边际电价的形成和影响因素
3. 可以通过一个简单的三节点输电网络例子来说明节点电价的形成及影响价格的因素

1. 节点3为负荷节点，上午8:00负荷需求7500MW，12:00负荷需求10000MW

为了方便计算，假设连接3个节点的3条输电线路容量限制均为8000MW

2. 此时上午8:00，负荷7500MW，SCED出清按报价由低到高出清原则，发电机组2出力1500MW，发电机组1出力6000MW，发电机组3无需开机，并且3个节点间不存在阻塞
3. 因此系统电能量价格由发电机组1的报价决定，即160元/MWh.
4. 中午12:00负荷上升至10000MW，此时发电机组1出力达到上限8000MW，发电机组2出力也达到上限1500MW，发电机组3需出力500MW满足系统平衡约束
5. 此时，系统电能量价格由发电机组3决定，即400元/MWh，由此可见，系统负荷需求的变化对最终的市场价格可产生显著影响。

此时我们改变一些条件，看看会发生什么改变

1. 如果发电机组3的发电厂商将报价提高至800元/MWh，上午8:00的系统电能量价格仍保持160元/MWh不变，但中午12:00的系统电能量价格将上升至800元/MWh
2. 可见发电厂商报价行为对市场价格也有一定影响，特别是具有较大市场力的发电厂商或发电厂商串谋可以明显地影响市场价格
3. 因此电力现货市场需要建立市场力监测及缓解机制，对发电厂商超过合理成本和利润报价并影响市场出清价格的行为进行监测和处置，保障市场平稳运行

那前面都是建立在节点之间的3条输电线路容量限制均为8000MW，如果有传输容量约束怎么办呢，比如3个节点的3条线路容量限制均为3500MW

1. 上午 8:00发电机组1发电出力为5500MW，发电机组2出力为1500MW，发电机组3为500MW，满足负荷需求

很多初学者不理解，明明线路限制3500MW，为什么发电机组1可以出力5500MW。因为它给节点3（线路1-3）发3500MW，给节点2（线路1-2）发2000MW。到了节点2后，再去节点3（线路2-3），此时还有发电机组2的1500MW，加起来也是3500MW，并没有超限制

2. 此时，系统电能价格由发电机组决定，为400元/MWh，可见线路传输容量对市场出清价格有影响
3. 此时，节点1、节点2因增加负荷而引起的成本价格为160元MWh(可由发电机组1增加出力),节点1和节点2的节点电价为 160 元/MWh
4. 而节点3的负荷增加时，引起的成本增加为400 元/MWh，因此节点3的节点电价为 400元MWh
5. 因此，发生输电阻塞的节点，节点电价不再一致，这也充分反映了节点边际电价本身的物理意义。

3. 结算价格形成机制

通行的电力现货交易结算价格形成机制有两种

---

1. 按各市场主体的报价结算(pay as bid，PAB)，其电价通常被称为差别电价
2. 按照边际出清价格结算，这是一种统一的价格机制，即各市场主体按照统一的市场边际出清电价(market clearing price，MCP)结算，所以也被称为统一价格(uniform-pricing，UP)结算，其中边际出清电价结算应用更加广泛

1. 无论是按报价结算还是按边际出清电价结算,电力现货市场交易都是按照机组或发电厂商的报价，在满足各类运行约束前提下，由低到高分配发电负荷，直至满足系统供需平衡
2. 不同之处在于，对实际中标的机组，报价结算价格机制是按照机组各自的实际报价进行结算，而边际出清价格机制则是以最后一台满足系统负荷平衡的机组(即边际机组)报价为基准，将其作为边际价格与所有中标机组进行结算
3. 在按边际出清价格结算的电力市场中，无论机组报价高低，一旦中标出清，均按照边际出清价格进行结算

1. 假如市场充分竞争，在统一边际出清方式下，发电厂商的售电申报价格反映了其微增成本或者边际成本，而电力用户的购电申报价格反映了电力对该用户的价值
2. 统一边际出清方式使得发电机组倾向于按照其边际成本报价，一定程度上抑制了其试探市场的投机冲动

1. 若按边际成本报价并中标，则其收益为边际机组报价与其边际成本之差
2. 若选择报高价，则需在承担不中标风险的同时，抬高了系统边际电价，为他人做了嫁衣裳

3. 统一边际出清方式实现了电力交易的效益最大化和资源高效调度

发电企业可赚取中标最高成本与自身成本之间的价差引导电力投资者选择使用发电成本最小的发电技术，进行高效的发电投资决策，在适当的时间投资建设新的发电容量

1. 上图为按边际出清价格结算方式下的竞争性市场出清结果
2. 发电厂商报价与其相应的变动成本相同，市场出清电价即为成交的最高售电报价
3. 在这种情况下，发电厂商在市场中的收入等于区域X和区域Y之和

在按报价结算的竞价模型中，中标的机组以其申报的报价成交

---

1. 理性的发电厂商会去猜测能够成交的最高售电报价，也就是按边际出清价格结算的成交电价，因此会按照紧贴预期成交电价的方式进行申报
2. 下图中，对于发电厂商 A 和发电厂商 B来说,由于其他发电厂商的发电成本高于价格P,如果没有足够的竞争压力，这些发电厂商没有理由申报低于P的售电报价
   
3. 如果发电厂商能够正确预测市场出清电价，按报价结算和按边际出清价格结算下的发电厂商收益基本接近

国内外学者从经济性角度分析,按报价结算和按边际出清价格结算在不同市场下各有优缺点，以MCP 和PAB机制在完全竞争市场和垄断市场为例:

---

1. 市场主体参与市场的报价策略不同

1. 在MCP机制下，由于是按市场出清边际电价进行结算，与各机组自身的报价没有直接关系，因此发电厂商主要考虑的问题是如何能够上网发电
2. 而在 PAB 机制中、上网机组是按自身报价进行结算，发电厂商必须在追求较大利润(报高价)和中标量之间寻求一种平衡

2. 市场主体参与报价的技术门槛不同

1. 比较MCP和PAB两种竞价方式可以看出，对一个企业来说，PAB的技术效率是比较低的，发电厂商为追求自身利益最大化，申报价格考虑的不仅仅是边际成本，而且要瞄准可能成交的最高报价
2. 因此，不能在同一月或者相似负荷情况下应用一成不变的竞价曲线，而必须投入相应的人力、物力，拥有较为完备的发电厂报价信息系统，增大市场主体的交易成本，特别是对中小发电厂商面言更为困难
3. 而MCP只要按其微增成本或边际成本申报即可

因此，采用边际出清价格结算机制，降低技术门槛，在一定程度上有利于小发电厂商参与公平竞争，并使高效率发电厂商获得和积累生产者剩余，激励技术和管理进步

4. 当然，边际出清价格结算机制基于微观经济学理论，以充分竞争为假设前提，一旦前提条件不满足，容易产生严重违背经济规律的现象

3. 市场资源配置效率存在差异

1. 在完全竞争市场中，MCP机制在不同的市场需求下，都比PAB 机制下的市场交易量高，使得需求和供给都比较发达，配置效率高
2. 而垄断市场中，市场需求较弱时，PAB方式下市场交易量较低，市场需求旺盛时，交易量又比MCP方式下高
3. 因此，PAB方式可较为有效地在不同市场需求状况下分配交易量，从这个角度来说，PAB方式提高了垄断市场的配置效率

4. 社会效益贡献有差异

1. 在完全竞争市场的理想状况下，由于所有发电厂商都掌握相同完备的信息，新电厂又可以自由进出市场，因此PAB 竞价机制降低了部分发电厂商的市场支配力，当然这是以减少市场交易量为前提的
2. 而在不完全竟争市场中，中小发电厂商由于实力较弱，其掌握的信息量远远低于具有市场支配力的发电厂商
3. 在 MCP竟价机制中，中小发电厂商只要上网发电，就可以获得按照市场边际电价结算的收益
4. 而在PAB竞价价机制中，中小发电厂商掌握的信息具有较大的不完全性，使其始终处于希望获得较高的利润和担心竞价失败的矛盾中，容易被挤出市场，从而增强了大发电厂商的市场支配力
5. 另外，PAB竞价机制也不利于新电厂等运行成本较高的电厂进入市场，无形中也增强了市场支配力

电力市场结算价格形成机制比较

结算价格	优点	缺点
按照边际出清价格(MCP)结算	符合经济学原理	在不完全竞争的电力市场中，具有市场力的发电厂商可通过持留发电容量或行使市场力等方式抬高边际价格
按照边际出清价格(MCP)结算	能够激励发电厂商报低价以提升中标几率，从而有利于节省购电成本，也有利于中小发电厂商与大型发电厂商之间的平等竞争	既存在机组报价偏离成本的高价，又存在机组利润为负(市场出清价格低于机组发电成本)的情况，不利于市场的有效管理
按照边际出清价格(MCP)结算	有利于激励发电厂商提高生产效率降低生产成本
按照市场主体报价结算(PAB)	在相同的发电报价策略下，相比于 MCP可节省系统购电总成本	容易引导市场主体不技边际成本/收益报价
按照市场主体报价结算(PAB)	发电厂商没有持留容量的利益驱动	发电厂商有抬高报价的倾向
按照市场主体报价结算(PAB)		不利于不同规模发电厂商之间的平等竞争

1. 从我国电力现货市场建设现状来看，当前正处于从计划体制向市场机制过渡阶段，应采取相应的政策鼓励大多数发电厂商和用户参与电力现货市场，促使电力市场进入良性发展轨道
2. 因此，采用按市场边际出清价格结算的竞价机制是有必要的