解读电力现货市场基础-培训课件

电力市场是什么？从两次电改说起

这份材料把电力市场定义为电能生产者和消费者通过协商、竞价等方式就电能及相关产品进行交易，通过市场竞争确定价格和数量的机制。它把经济学与电力系统知识有机融合，引入市场手段来保障系统安全运行的同时，让系统更经济高效。

材料梳理了我国电力市场结构的演进脉络：1998年撤销电力部、成立国家电力公司；2002年“5号文”启动第一次电改，实现厂网分离，形成五大发电集团与各类资本发电厂并存的发电侧格局；2015年“9号文”启动第二次电改，放开售电侧，社会资本可以进入配电和售电环节。

在电价形成上，材料指出计划性发电、输配电价和计划性用电仍由政府定价，而上网电价、销售电价里的市场化发电、用电价格则由市场形成。发电环节从纵向一体走向批发/零售竞争，交易路径也从单一买方扩展到多主体竞争。

现货市场：为什么要贴近实时

现货市场被定义为日前及更短时间内电力产品交易的市场，组织交易时要考虑供需平衡和安全约束。所有中长期电能双边交易，都需要到现货市场上进行交割执行，在保障安全的前提下形成次日的发电计划安排。

多数国家把现货市场定义为日前加实时市场，欧洲国家如北欧、英国则扩展至周内市场。材料强调，电力市场的组织必须尽量贴近实时，紧密跟踪电力系统的运行状态与可能出现的变化，原因有三：电力系统负荷以日为单位周期变化且受天气影响较大，日前和日内预测才能保证较小误差；风电、光伏和径流式水电在日前甚至当日预测才较为准确；改变机组运行状态、调整设备检修计划，往往也需要以天为单位。

现货出清：约束条件如何改变中标结果

现货市场出清的核心是在考虑各类约束的前提下，优先调用报价最便宜的发电机组。约束条件包括线路热传输极限、发电机运行约束、备用要求、调频要求。材料用一组两机组算例，逐一演示不同约束对出清结果的影响。

无阻塞时，如果负荷200MW，报价0.4元的G1可满足全部需求，中标200MW；负荷升到400MW时，G1只能供300MW，G2中标100MW。一旦线路发生阻塞、传输容量只有100MW，即使G1报价更低，也只能中标100MW，G2同样中标100MW。

进一步加入爬坡约束、最小技术出力、必开机组等条件后，中标结果各不相同。例如负荷从200MW增至300MW而G1只有40MW/15min爬坡能力时，G1只能中标240MW，G2中标60MW。必开机组场景下，G2报价更低时，G2中标250MW，G1反而不再中标。

节点电价由三块拼成：系统电能价格、阻塞、网损

材料把节点边际电价定义为：在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本。日前市场、实时市场均采用节点电价定价机制。

节点电价等于系统电能价格、阻塞分量、网损分量三者相加。系统电能价格是在系统参考节点增加增量负荷造成的边际成本，每个节点的系统电能价格均相同，没有地区差异。阻塞分量表示生效约束条件的阻塞价格，若约束不生效，则阻塞分量为0。阻塞通过影子价格计算，用于阻塞定价，负荷侧支付、发电商收取。

网损分量表示边际网损的价格，根据边际网损灵敏度定价，通过网损惩罚因子计算，不同地区间存在差异。当节点远离负荷、增加出力会增加网损时，边际网损为负、机组收益为负；当节点靠近负荷、增加出力能降低网损时，边际网损为正、机组收益为正。

影子价格与灵敏度：节点电价的计算工具

影子价格被解释为约束生产的某一项资源增加一个单位，对生产目标函数造成的变化，反映生产处于某种最优状态下的资源稀缺程度。材料用手机生产商的例子说明：员工数量、生产线数量、广告投放数量作为约束资源，其数量变化带来的总收益变化，就是对应的影子价格。

在电能量市场中，负荷平衡约束对应的影子价格反映电力平衡的稀缺程度，即系统电能价格；线路传输容量约束对应的影子价格反映输电资源的稀缺程度，用于计算阻塞分量，且影子价格小于零。灵敏度则定义为在某节点增加1MW注入、同时在参考节点增加1MW流出，对某条线路潮流产生的影响。

材料用两节点算例演示：约束不生效时，线路潮流约束影子价格为0，两节点电价都等于0.4元；约束生效时，影子价格为-0.1元，A节点电价为0.4元，B节点电价为0.5元；约束越限、惩罚因子生效时，A节点电价为0.4元，B节点电价升至1.4元。

火电成本：启动、空载与燃料成本怎么算

火电发电机组成本分为两大类：一是发电机组燃料成本，即生产成本，包括启动成本、空载燃料成本、变动燃料成本；二是固定成本，如固定资产折旧、人工等在一定时期内基本不变的成本。启动成本是机组从停机状态开机到并网产生的成本，分为热态、温态、冷态三种状态，由启动燃料、燃料相关成本、性能系数、厂用电成本、启动维护成本及额外劳动成本决定。

空载成本是每小时固定的成本，指机组维持同步转速且输出功率为零时的成本，材料类比为汽车发动但未行驶时的成本，单位是元/小时。热耗率曲线描述生产每MWh电能所需消耗的热量，热耗率越小、效率越高；总燃料曲线（输入-输出曲线）可由热耗率曲线乘以输出功率得到。

边际成本曲线等于边际燃料曲线乘以燃料成本加可变运行与维护成本、再乘性能系数。空载成本等于空载燃料乘性能系数乘燃料成本。材料还给出煤电机组实测数据：平均煤耗曲线经二次函数拟合，x=0时空载煤耗为15128.21。

生产成本计算与总成本估算

现货市场的出清本质上是优化问题，优化目标是所期望结果的最小化或最大化过程。材料指出，现货市场的优化目标函数是最小化总生产成本，供应商的报价决定了生产成本，从而在满足电能平衡、不违反约束条件的前提下决定日前和实时能量市场的价格。

生产成本分为每小时生产成本和总生产成本两类。小时生产成本由空载成本和小时能量总成本加总得到，假定机组已启动运行。总生产成本由启动成本和小时生产成本乘以小时数两部分组成。

材料用机组X演示：热启动报价500美元，空载成本500美元/小时，三段阶梯报价分别为10、50、200美元/MWh。经济最小出力点的小时生产成本为1000美元/小时，额定有功功率点为7250美元/小时。运行16小时、假设热态启动，总生产成本范围为16500美元到116500美元。

这组数据来自两节点算例，清晰展示了约束条件对节点电价的影响。约束不生效时，线路潮流约束影子价格为0，A、B两节点电价都等于0.4元/kWh，没有地区差异。 约束生效后，系统电能价格升至0.5元/kWh，线路影子价格为-0.1元/kWh，A节点电价降为0.4元/kWh，B节点电价保持0.5元/kWh。这说明阻塞让靠近低成本机组的节点获得了更低的价格。 当约束越限、惩罚函数生效时，若惩罚因子M取1000元/MWh，线路影子价格为-1元/kWh，B节点对线路灵敏度为-1，B节点电价被推高到1.4元/kWh，远高于系统电能价格。三组结果对照，正好演示了从“无约束”到“有约束”再到“越限”的价格梯度。

这组数据是机组X生产成本计算的输入参数。启动成本按热态、温态、冷态分别为500、1000、1500美元，经济最小出力50MW、最大出力100MW，最小运行时间16小时，空载成本500美元/小时。 报价曲线分三段：第一段50MW对应10美元/MWh，第二段75MW对应50美元/MWh，第三段100MW对应200美元/MWh。报价曲线随出力段位逐级抬高，体现了机组边际成本随出力增加而上升的特征。 这些参数相互配合，才能算出小时生产成本：经济最小出力点为1000美元/小时，额定有功功率点为7250美元/小时；再叠加500美元热态启动成本并乘以16小时，就得到16500美元到116500美元的总成本区间。

这组数据来自5节点传输网络的LMP计算结果。系统负荷900MW，系统网损15MW，Brighton-Sundance输电线传输极限230MW。算得线路影子价格为-60美元，各节点阻塞价格从Brighton的-18.43美元到Sundance的9.82美元不等。 在最终LMP上，Brighton为10.00美元/MWh，Alta和Park City均为16.76美元/MWh，Solitude为30.00美元/MWh，Sundance为39.35美元/MWh。其中Solitude的LMP与其报价30美元/MWh相同，且网损分量和阻塞分量均为0；其余节点则因阻塞分量不同而价格分化。 这组结果直观地说明：在同一电网中，位置不同会导致节点电价显著差异，而阻塞分量正是拉开价格梯度的主要因素。