山西、蒙西、京津唐电力市场交易规则介绍(中长期+现货)

电力市场交易简介目录中国电力市场化发展历程0102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202120212022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12003989:30:20用户120040216:30:20电厂210039610:50:20用户210039010:30:20电厂320039610:30:20用户320039810:50:20电厂420040410:00:30用户410039810:30:00电厂520039411:30:20用户520039411:30:20电厂62003928:30:20用户62003949:30:20电厂710039012:30:20用户72003889:40:20电厂820040211:00:20用户820040011:30:20四、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71003909:30:20①用户120040216:30:20①电厂620039210:50:20②用户820040011:30:20②电厂52003948:30:20③用户320039810:30:20③电厂320039610:30:20④用户410039810:50:20④电厂210039610:50:20⑤用户520039410:50:20⑤电厂120039812:30:20⑥用户620039411:30:20⑥电厂820040211:00:20⑦用户21003909:30:20⑦电厂420040410:00:30⑧用户72003889:40:20⑧四、集中竞价出清案例（无交点）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×K1K1（5%-20%）少发考核交易电价×K2K2（5%-20%）用户侧（售电公司）分时考核超用考核交易电价×U1U1（5%-20%）少用考核交易电价×U2U2（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100330(00:15-06:00)第一时段运行上/下限100310(00:15-06:00)第二时段运行上/下限100330(06:15-10:00)第二时段运行上/下限100310(06:15-10:00)第三时段运行上/下限100330(10:15-16:00)第三时段运行上/下限100310(10:15-16:00)第四时段运行上/下限100330(16:15-21:00)第四时段运行上/下限100310(16:15-21:00)第五时段运行上/下限100330(21:15-24:00)第五时段运行上/下限100310(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）1100101319.5100101320.8210112033010112035031201503501201503804150180380150170420518021043017019045062102404801902205007240270520220250550827029060025027060092903108002702908001031033012002903101000

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后，在满足电网安全运行约束的条件下，按照报价由低到高依次成交，直至累计发电出力等于全部负荷需求。此时，满足负荷需求的最后一台成交机组的报价即为该时刻市场出清的边际价格，该时刻所有中标机组的电量均按此价格进行结算。三、山西电力现货市场结算解析结算模式及特点三、山西电力现货市场结算解析结算周期结算公式批发市场结算周期采用“日清月结”的模式。即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。零售市场根据售电合同性质以月度为周期结算，即按月进行零售市场电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。R总＝R中长期＋R日前＋R实时（其中R：代表电能电费）R中长期＝∑（Q合约,t×P合约,t）R日前=∑（Q日前,t×P日前,t）R实时=∑（Q实时,t×P实时,t）

在现货电量市场，日前现货电量Q日前,t为对应时刻日前出力电量与中长期合约电量的偏差；实时现货电量Q实时,t

为对应时刻实时出力电量与日前出力电量的偏差。三、山西电力现货市场结算解析结算示例某电厂某日中长期合约电量80Mwh，合约电价282元/Mwh，日前出清95Mwh，日前现货平均电价200元/Mwh，实时电量90Mwh，实时现货平均电价205元/Mwh。中长期电量结算=80*282=22560元；日前现货结算=（95-80）*200=3000元；实时现货结算=（90-95）*205=-1025元；电能量电费=22560+3000+（-1025）=24535元。单位边际收益=平均电价-单位平均变动成本净整体多发少发：现货电价与变动成本比较（假设变动成本190元/Mwh、220元/Mwh），中长期仓位控制多少：现货电价和中长期电价比较。=R总-C变动成本=282000元-300兆瓦*300元/Mwh=192000（元）。三、山西电力现货市场结算解析以下以三种典型工况结合某电厂实际运行日案例进行分析，能够更好的理解电费收入及净收益情况。为便于分析案例全部假设实时出力及电价与日前出力及电价相同（即实时电费部分为零）。工况1：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之上，日前现货电价高于变动成本，多发高价现货获取收益电价：1500元/Mwh电价：380元/Mwh中长期曲线分解后电力为150兆瓦，电价380元/Mwh；日前出清电力曲线为300兆瓦，电价为1500元/Mwh；变动成本为300元/Mwh。小时结算电费为R总＝R中长期+R日前=150Mwh*380元/Mwh+（300Mwh-150Mwh）*1500元/Mwh=282000（元）；小时净收益=R总-C变动成本=282000元-300Mwh*300元/Mwh=192000（元）。此工况若现货电价低于机组变动成本300元/Mwh，则造成发电损失。三、山西电力现货市场结算解析工况1：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之上，日前出清现货电价高于变动成本，多发高价现货获取收益

如图所示：机组双机运行，日前及实时出清负荷曲线均在中长期合约之上。三、山西电力现货市场结算解析工况1：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之上，日前出清现货电价高于变动成本，多发高价现货获取收益

如图所示：日前及实时出清电价均较高，最高达1500元/Mwh。

当日全厂净收益达到194.4万元（含税）。三、山西电力现货市场结算解析工况2：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下，现货出清高价区间无法带负荷转出合约导致收益受损。电价：1500元/Mwh电价：380元/Mwh假设全厂装机容量为2*300兆瓦,1号机组故障停机，中长期电力曲线为400兆瓦，电价为380元/Mwh，日前电力曲线为300兆瓦，电价为1500元/Mwh；变动成本为300元/Mwh。小时结算电费为R总＝R中长期+R日前=400Mwh*380元/Mwh+（300Mwh-400Mwh）*1500元/Mwh=2000（元）；小时净收益=R总-C变动成本=2000元-300Mwh*300元/Mwh=-88000（元）。三、山西电力现货市场结算解析工况1：日前出清现货电价高，多发高价现货获取收益如图所示：1号机组非停，2号机单机运行因供热最高负荷285MW，日前及实时发电曲线均低于中长期合约曲线。工况2：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下，现货出清高价区间无法带负荷转出合约导致收益受损。三、山西电力现货市场结算解析工况1：日前出清现货电价高，多发高价现货获取收益如图所示：日前及实时出清电价均较高，最高达1500元/Mwh。当日净收益仅为16.5万元（含税）。某电厂1-2月停机时间较长，且停机时段整体出清电价较高，造成收益受损严重。工况2：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下，现货出清高价区间无法带负荷转出合约导致收益受损。三、山西电力现货市场结算解析电价：0元/Mwh电价：380元/Mwh中长期分解后电力曲线为300兆瓦，电价380元/Mwh；机组停运，日前电量0Mwh，电价为0元/Mwh；变动成本为300元/Mwh。小时结算电费为R总＝R中长期+R日前=300Mwh*380元/Mwh+（0Mwh-300Mwh）*0元/Mwh=114000（元）；因机组停运，发电量为0Mwh，不产生变动成本，结算电费全部为净收益。假设未停机按照300兆瓦负荷运行：小时净收益=300

Mwh*（380-300）=24000（元）工况3：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下（以下以机组停运为例），现货出清电价为0元/Mwh，通过转出合约获取差价收益。三、山西电力现货市场结算解析工况1：日前出清现货电价高，多发高价现货获取收益

如图所示：2号机组停运，1号机单机运行最低负荷130MW，日前及实时发电曲线均低于中长期合约曲线。工况3：现货出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下（以下以机组停运为例），现货出清电价为0元/Mwh，通过转出合约获取差价收益。三、山西电力现货市场结算解析工况1：日前出清现货电价高，多发高价现货获取收益

如图所示：日前及实时出清电价均较低，最低达0元/Mwh，且维持时间较长，晚峰最高价格360元/Mwh。当日净收益为173.3万元（含税）。

山西电力市场3月份整体新能源出力较高，市场出清电价较低（日前平均电价约265元/Mwh），某电厂单机运行时间较长是收益及电价高的主要原因。工况3：机组日前出清电力曲线在中长期合约电力曲线之下（以机组停运为例），日前出清电价为0元/Mwh，通过转出合约获取差价合约收益。四、某电厂一季度营销情况及分析1月营销情况分析（按月度结算单）

如图所示：1月份整体市场需求较高，且新能源平均出力较低，中午时段最高未达到1000万KW，导致1月日前出清电价整体较高。1月日前现货平均电价378元/Mwh。（中长期343元/Mwh，变动成本261元/Mwh）四、某电厂一季度营销情况及分析1月营销情况分析（按月度结算单）四、某电厂一季度营销情况及分析平均结算电价398.5元/Mwh1月营销情况分析（按月度结算单）明细单位数值中长期合约量Mwh240912.26中长期均价元/Mwh343.23现货电量Mwh-29358.61加权现货均价元/Mwh0.03实际上网电量Mwh211553.65实际结算电价元/Mwh398.53实际结算电费万元8430.99平均变动成本元/Mwh261.63边际收益万元2896.11

影响电价统计54.03元/Mwh影响原因明细单位数值1号机组非停影响边际收益万元500.03影响电价元/Mwh25.90设备缺陷影响影响边际收益万元118.13影响电价元/Mwh4.34供热影响影响边际收益万元245.49影响电价元/Mwh16.91煤质影响影响边际收益万元91.09影响电价元/Mwh6.88理想结算电价452.5元/Mwh明细单位数值无影响理想边际收益万元3850.85无影响理想电价元/Mwh452.5四、某电厂一季度营销情况及分析2月营销情况分析（按月度结算单）

如图所示：2月份整体市场需求较1月稍有下降，新能源平均出力稍有升高，中午部分时段日前出力1000万KW，现货价格略有走低，2月现货出清电价372元/Mwh（中长期335元/Mwh，变动成本314元/Mwh）。四、某电厂一季度营销情况及分析2月营销情况分析（按月度结算单）四、某电厂一季度营销情况及分析平均结算电价367.82元/Mwh2月营销情况分析（按月度结算单）明细单位数值中长期合约量Mwh289112.29中长期均价元/Mwh334.79现货电量Mwh-108642.44加权现货均价元/Mwh345.60实际上网电量Mwh180469.85实际结算电价元/Mwh367.82实际结算电费万元6638.10平均变动成本元/Mwh314.02边际收益万元1024.53

影响电价统计84.75元/Mwh理想结算电价452.6元/Mwh明细单位数值无影响理想边际收益万元2202.26无影响理想电价元/Mwh452.6影响原因明细单位数值1号机组非停影响边际收益万元59.97影响电价元/Mwh5.652号机组调停（线路检修）影响边际收益万元554.01影响电价元/Mwh36.