储能参与现货市场相关汇报2020.11

国网时代电力现货市场解读国网时代（福建）储能发展有限公司目录储能参与电力现货市场思考电力现货市场试运行情况

国网时代参与方应对电力现货市场Chapter101一、电力现货市场——架构及基本原理从世界主要国家或地区的电力市场结构看，一个完备的市场体系中，应包含现货市场、辅助服务市场、金融与期货市场、容量市场等。新能源发电企业：利用现货市场机遇，优化风光储等互补运行策略，最大限度地促进新能源消纳。电厂侧：须考虑机组的实际运行情况、响应时间、AGC性能，报价精度要求更高。售电侧：负荷预测能力要求更准，需全面提升负荷预测能力和用户需求侧响应能力。通过模拟竞价、负荷预测等手段，增强电价预测能力，统筹优化参与中长期市场、现货市场交易的电量申报组合策略，实现市场收益最大化。现货交易由售电公司申报未来一天用户的用能需求计划曲线，市场价格、偏差考核风险也会增大。现货市场：未来售电公司“体现水平”和“决定成败”的主要战场，是连接中长期交易与实时交易的关键环节。电力市场本质：还原电能商品属性。电力市场特殊性：供需平衡/安全约束/量和路径由物理规律决定，不由合同决定，不能“一对一”的实现总量匹配。2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发【2015】9号）——揭开序幕。2017年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于电力现货市场建设试点工作的通知》，首批电力现货市场试点省份为8个。2019年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》：“合理设计方案、统筹市场衔接、建立运营机制、提升运营能力、规范运营平台、完善配套机制”。国家对于电力改革的核心期待：以电力现货作为市场交易的核心！一个有效的电力市场体系：除通过协调市场成员的决策行为外，还应该实现国家能源发展战略（如优化电源结构、提高可再生能源发电占比等）一、电力现货市场——架构及基本原理可在一个合适的时间提前量上形成与电力系统物理运行相适应、体现市场成员意愿的优化交易计划。以集中出清手段促进电量交易充分竞争，实现电力资源高效、优化配置。发挥市场价格形成功能，真实反映电力商品短期供需关系及时空价值，为有效投资发展提供真实价格信号。为市场成员提供一个修正其中长期发电计划的交易平台，减少系统安全风险与交易的金融风险。为电力系统阻塞管理和辅助服务提供调节手段及经济信号，真实反映系统阻塞成本，保障电网安全运行。建立现货市场目的12534Spotmarket一、电力现货市场——架构及基本原理一、电力现货市场——架构及基本原理分散式市场模式

主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。本质：发电方、购电方根据所签订的双边合同进行自调度、自安排，系统调度机构则需尽量保证合同的执行，并负责电力平衡调度。以英国、北欧为代表，交易机构独立于调度机构外。集中式市场模式

主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。本质：基于安全约束条件确定机组组合与发电曲线，是一种与电网运行联系紧密、将各类交易统一优化的交易模式。以美国、澳大利亚、新西兰、新加坡等为代表，调度交易机构统一管理。构建科学有效的现货市场体系，选择合理的现货市场模式是首要环节。集中式市场下双方签订合约形式仅用于金融结算，无需物理交割，一般情况下也无需提交给调度机构进行安全校核。分散式市场更强调电力商品交易的流动性，允许发电商与用户自主签订双边合同，决定电力成交数量及价格。美国PJM市场等在现货市场出清前，允许部分物理合约存在，作为外部输入条件放在市场集中出清模型中考虑。一、电力现货市场——架构及基本原理分散式增量市场现货市场竞争标的是预测短期负荷曲线减去合约发电计划及新能源出力后的剩余部分。集中式全电量竞价中长期合约金融交割，日前市场为全电量竞价。交易空间大、竞争程度高、优化效果好。因地制宜选择市场模式。电网阻塞断面多~集中式；阻塞少/发电市场集中度高~分散式。集中式：规则复杂，市场监管难度大，中长期合同不物理执行，不会对电网安全运行造成额外限制，资源配置效率更高。分散式：规则相对简单，市场流动性更好。对于运行方式复杂、阻塞断面多的电网适应性较差，对电源结构和市场主体成熟度要求高。电价制定事关民生，牵一发动全身，对社会稳定、公平有重大影响。一、电力现货市场——架构及基本原理购电成本销售电价（其他电网）上网电价煤电水电核电风电光伏其他参照输配电损耗输配电价共用网络输配电服务价格辅助服务价格专项服务价格接入价专用工程输电价联网价政府性基金及附加国家重大水利工程建设基金大中型水库移民后期扶持基金地方小型水库移民后期扶持基金农网还贷基金可再生能源电价附加销售电价居民生活用电价格农业生产用电价格一般工商业及其他用电价格大工业用电价格上游中游下游节点电价节点电价是市场中某时间、某地点消费每增加/减少1MW负荷所增减的成本。它反映了特定节点的电力供需关系，即价格高表示该节点电力供给趋紧；价格低表示该节点电力供给富余。电力交易中心根据发用双方提交报价，形成发电曲线和用电曲线，最终两曲线的交点被称作系统电价(systemprice)。在系统无约束出清形成系统电价后，电力交易中心会进一步将区域间的限制考虑到出清模型中，从而形成区域电价(zonalprice)。节点电价=通过安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）算法考虑系统约束、网络约束和机组约束后出的系统边际成本+边际阻塞成本。各节点电价不尽相同，日前市场基于SCUC、SCED确定日前市场节点电价，实时市场基于SCED确定实时市场节点电价。一、电力现货市场——架构及基本原理2020年2月18日，国家发改委、国家能源局联合印发重磅文件《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）。《实施意见》要求：2020年底前，区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构的股权结构进一步优化、交易规则有效衔接，与调度机构职能划分清晰、业务配合有序。在2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。可以预见，在全国统一电力市场逐步建设的情况下，跨省跨区交易中心的合并，建立全国统一的电力交易中心可期。一、电力现货市场——架构及基本原理一、电力市场市场——架构及基本原理年前月前周日前日内实时事后公益性年度计划中长期交易合同可在年度、季度、月度开展中长期交易系统适应现货市场的技术支持系统事后结算平台分解发电权转让（二级市场）分解完善交易体系信息发布交易申报日前市场交易辅助服务市场日内市场交易实时市场交易计算金融结算曲线多成分结算现货市场：国内电力现货市场是作为市场化电力电量平衡机制的补充部分，发现价格、完善交易品种、形成充分竞争。广义的电力现货市场包含以下三个时间尺度：主要包括日前、日内和实时市场，其次还包括日后市场、金融市场等等。一、电力市场市场——架构及基本原理日前市场：现货市场中的主要交易平台，以一天作为时间提前量实施，形成与系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。日内市场：为市场主体提供在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台，以应对日内的各种预测偏差及非计划状况。实时市场：在小时前组织实施，接近系统的实时运行情况，真实反映系统超短资源稀缺程度与阻塞程度，并形成与系统实际运行切合度高的发用电计划。日前及更短时间内考虑供需平衡和安全约束的电力产品交易市场日前运行日前一天日内运行日当天实时实时运行制现货一、电力市场市场——架构及基本原理市场成员间双边交易交易中心NoodpoolSpot，EPEX，N2EX结算结算金融交易物理交易平衡机制多日、月度、年度及以上日前现货日内（滚动）交易交付时间欧洲电力市场电力调度中心结算关闸时间一、电力市场市场——架构及基本原理市场成员间双边交易电力调度交易中心ISO,RTO结算结算金融交易物理交易平衡机制多日、月度、年度及以上日前市场实时市场交付时间北美电力市场（PJM）一、电力市场市场——架构及基本原理市场成员间双边交易电力调度交易中心AEMO结算结算金融交易物理交易平衡机制多日、月度、年度及以上日前市场实时市场交付时间澳大利亚电力市场电力现货市场试运行情况Chapter202二、电力现货市场试运行情况序号比较内容广东山西甘肃蒙西浙江山东四川福建建议1市场模式集中式集中式集中式分散式集中式集中式集中式分散式因地制宜选择模式2单边/双边市场单边市场单边市场单边市场单边市场单边市场单边市场单边市场单边市场尽快建立双边市场3报量/报价发电侧报量报价、用户侧报量不报价同广东发电侧报量报价、用户侧不报量不报价同甘肃同广东同广东同广东同甘肃双边均需报量报价，初期过渡4价格机制发电侧节点边际电价；用户侧加权平均综合电价发电侧系统边际电价；用户侧加权平均综合电价发电侧分区电价；用户侧未传导发电侧系统边际电价；用户侧未传导同广东同广东同山西同蒙西待发展，向节点电价发展传递5省内/省间市场省内市场+省间市场同广东同广东省内市场同广东省内市场同广东同广东6组织时序日前+实时日前+实时日前+实时日前+日内+实时日前+实时日前+日内+实时日前+实时日前+实时7金融工具配套中长期交易采用差价结算，具有金融性质基数物理执行，其他中长期合约差价执行中长期合约可物理可只作为结算依据中长期交易结果物理执行中长期差价结算中长期差价结算中长期差价结算中长期交易结果物理执行8推进进度2019.5带结算试运行2019.12试运行2019.12试运行2019.6试运行2019.5试运行2019.6试运行2019.6试运行2019.9试运行9市场成熟度比较成熟一般一般比较成熟一般一般一般一般待成熟10电力供需电力受端省份电力供端省份电力供端省份电力供端省份电力受端省份电力受端省份电力供端省份电力供端省份11电网阻塞较为严重，频繁发生粤东西北区域一般，阻塞常发生在部分断面同山西同山西相对严重，频繁发生浙北、浙南、浙中3个区域联络线同山西同山西同山西12火电参与B类机组参与全部参与全部参与全部参与全部参与全部参与非弃水期参与，弃水期发电全部参与参与现货电量为30%左右，蒙西较高达70%13水电参与不参与，优先消纳不参与，优先消纳15MW及以上不参与，优先消纳全部参与不参与，优先消纳弃水期参与，非弃水期发电不参与，优先消纳14燃机参与B类机组参与不参与不参与不参与不参与不参与不参与不参与15新能源参与不参与，优先消纳报量不报价，优先消纳，偏差电量按现货结算特许权及扶贫机组，新能源机组可参与二次报价参与不参与，优先消纳参与不参与，优先消纳不参与，优先消纳16储能参与目前仅参与调峰调频同广东同广东目前仅参与调峰同广东同广东同广东同广东17调频市场已建设，独立出清同广东同广东无已建设，联合出清同广东同广东同广东18调峰市场已建设，独立出清已建设，联合出清同广东同广东同广东同广东同广东同山西19备用市场无无无无已建设，联合出清无已建设，独立出清无目前均处于电力现货市场的初期阶段，存在较多的问题待完善。尚无储能参与现货市场先例及运行数据分析。市场：浙江省以4000万元人民币全球招标电力市场设计与规则编制咨询服务，美国PJM公司和中国电科院联合体设计，基本遵循美国标准电力市场设计体系（SMD）（2017.11）。浙江省电力市场建设目标：是以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系（2018.4月明确）。初期市场采用全电力库模式，2019.6月正式启动模拟运行，9月周结算试运行，2020.7月实现月结算试运行。已运行系统：主辅市场联合优化、节点边际电价、多结算系统。金融输电权（FTR）在电力市场二期建设中考虑。市场模式：集中式。主要包括：日前市场（电能，30min备用）、实时市场（电能，10min备用，调频）。报价机制：日前市场机组和负荷双边报价，优化目标函数是社会福利最大化；实时市场是机组报价单边市场，优化目标函数是全网购电成本最小，采用双结算模式。电价机制：发电侧节点电价（系统电能价格+阻塞价格+网损价格），用户侧统一加权平均电价。二、电力现货市场试运行情况——浙江二、电力现货市场试运行情况——浙江日前市场结算出清时段：15min，全天96个预调度结果。结算时段：30min，全天48个交易结果。每30min节点电价=该时段内每15min节点电价加权平均值。实时市场结算出清时段：5min，全天288个预调度结果。结算时段：30min，全天48个交易结果。每30min节点电价=该时段内每5min节点电价加权平均值。按照“日前基准、实时差量、合约差价”结算（双结算体系）甘肃电网特点：截至2020年5月，甘肃风电装机1312.19万kW，光伏发电装机925.11万kW，新能源装机比例42.3%。本地消纳有限，跨区输送通道和调峰能力不足，弃电较为严重。2019年底统计数据，弃风率7.6%，弃光率4%，用电负荷1551万kW——高电力、低电量矛盾凸出。网架阻塞断面集中在新能源上网地区和水电集中外送地区。现货市场建设情况：发电侧单边集中竞争模式，市场主体包括水电、火电、新能源。用户不参与，用电价格按照签订的中长期合约价格进行结算。电力现货市场价格信号未有效传导至用户。运营情况：3次结算试运行（2019.9、2019.11、2020.4），最近一次为带结算整月试运行，风光新能源日前现货负电量1770万元，实时现货负电量高达23230万元。现货市场出清增加新能源出力同时，因偏差结算机制导致部分场站出现亏损，极大的影响了积极性。分区电价机制以固定分区方式确定价区，不能体现系统负荷方式、潮流变化引起的分区内部阻塞状况、价格区域变动等。建议：针对目前发电侧单边参与的现货市场机制存在问题，立足甘肃高比例风光新能源的特性，提出发用侧双边参与的现货市场机制，市场初期用户侧以“报量不报价”方式参与市场出清，作为价格接受者进入现货市场，以现货价格对用电曲线进行偏差结算；并基于现有的分区电价机制，建立更加细化的节点电价机制。二、电力现货市场试运行情况——甘肃开展双边现货市场后，系统中的市场用户在低谷时段的用电量明显提升，有利于消纳夜间大发的风电资源；在高峰时段，系统用电负荷主要在日间光伏发电的时段有所提升，有利于促进光伏电量的大量消纳；由于平段主要处于日间，系统用电负荷的提升也可促进光伏发电的消纳。系统用户根据现货价格信号调整用电需求后，可减少弃风/光3585/1561MWh。系统用户单位电量的购电成本为443.2元/MWh；电力用户作为价格接受者参与现货市场后，实际用电量均按照现货价格加输配电价结算，则系统用户平均购电成本为339.76元/MWh。二、电力现货市场试运行情况——广东2020年8月广东试运行情况二、电力现货市场试运行情况——山东“新能源大发”实际上包含了山东省电网通过若干条特高压线路外购电的电量。特高压线路输送的外来电量，除了清洁能源发电，还有大量的配套火电。根据山东能监办公布的《2019年度国网山东省电力公司各市县供电企业信息公开年报》，2019年山东省接纳外来电934亿千瓦时。而山东省全社会用电量已达6200多亿千瓦时，山东电网完成售电量还不到4000亿千瓦时。外电在山东电力市场的比例接近四分之一。按照规则，新能源发电、核电、外来电这些没有市场化用户参与的非市场交易电量（优先发电电量），要按照市场价格和保量保价的双重标准，让电网公司分别与用户和发电企业结算。用户按照较低的市场价格结算，发电侧按照较高的上网电价结算。购销出现了价差，不平衡资金也随之而来。各地计划元素的典型设计（欠缺公平）二、电力现货市场试运行情况——非市场因素双轨制发电企业三六九等一人一办法类型&消纳范围（本质：按出身定价）交易指标维系现行直接交易为主的中长期交易机制，合同签订双方不必在合同中约定合同交割的实物责任曲线或财务责任曲线，个别地区采用由调度下发参考结算曲线方式，中长期交易标的指标特征明显。（本质：电力系统统购统销未打破）优先指定一般是受入省，是常见交易作为市场内交易的边界。送出省市场内交易作为是市场交易的边界。（本质：市场间统购统销未打破）降价优先采用现货市场分段、给予低价帽实现调控目的；在现货市场结束后，单开双边交易市场市场，用于购买电源侧低电价电量；将价格帽设置在燃煤标杆价，可以保证用户最多就是用目录电价购买电能，确保市场电价绝不有任何时刻超越目录电价。（本质：人为定价）01020304二、电力现货市场试运行情况——非市场因素发电计划分配制度项目核准制度电价核准制度落实收益落实电量平衡基准利用小时不知道给谁用？不知道什么时候交货？不知道什么功率交货？试点面临风险：发现的价格是扭曲的？扭曲的价格是非市场因素造成的怎么办？现货市场建设是一项复杂的系统工程，涉及经济、技术和社会等各个层面，在建设过程中应充分考虑电力商品的特殊性，实现电网运行的物理规律与市场运行的经济规律有机结合。现货市场改进建议考虑：市场建设中要明确改革重点，而后设定市场的主要目标，做到重点突破。初期市场的主要目标是通过竞争形成电价、培育市场主体和确保市场转换平稳过渡等，其主要任务是优先建立一个可以稳定运行的市场。为此，初期市场采用如下措施控制市场风险：控制市场放开范围，如仅允许110kV以上用户参与；针对不同电源类型制定政府授权合约，保证各类电源的收益；简化市场复杂性，市场初期暂不引入期货、期权市场、金融输电权和虚拟报价等。充分考虑所在地区电力行业现状、政治制度和经济背景等实际情况，设计符合自身实际的方案。市场建设中需要充分借鉴国内外电力市场建设经验，并不断完善自身的市场规则设计。初期市场出清关注阻塞频繁区域，可采用基于区域电价的模型。待市场逐步成熟后，采用基于节点电价的出清模式，以保障市场发展与电网发展的具备更好的兼容性。做好中长期与现货交易衔接机制设计。针对于中长期交易形式的不同，中长期交易与现货交易衔接机制的设计应重点把握中长期交易电量的曲线分解和中长期电力交易机制设计两个关键问题。中长期交易电量分解的曲线以物理或金融的模式执行的选择应根据系统阻塞状况、调峰资源充裕度和市场主体成熟度等因素确定。在中长期交易电量分解的责任主体确定方面，应引导市场主体自主承担曲线分解工作。市场模式选择。现货市场模式的选择不仅需要考虑本试点区域的调度方式、市场主体成熟度、系统阻塞程度和调峰资源等现状，还应充分考虑与跨区电力市场的协调方式。日前市场出清时充分考虑系统的物理模型及机组、设备的物理参数，以提升日前市场形成的交易计划与实时运行间的契合度。对于不引入日内市场的试点区域，建议考虑在日前市场和实时市场间增加滚动出清环节，根据不断更新的负荷预测、修改后的发电报价和系统的物理模型，重新计算出清结果。二、电力现货市场试运行情况——改进建议报价趋势：未来用户在现货市场报价可由专业的售电公司代理，单边报价需逐步采用双边报价。调度机构与交易中心的职责分工应根据市场出清方式和市场建设经验等确定，未来跨省跨区交易中心的合并，建立全国统一的电力交易中心可期。合理协调不同成本机组同台竞价的收益与补偿问题。在改革初期相关配套机制不完善的情况下，由于现货市场采用统一的边际成本定价方式，若市场价格偏低，可能出现高成本机组固定成本无法回收的情况；市场价格偏高则将出现低成本机组获得高额利润的情况，为此，在现货建设中应妥善调整不同市场主体利益，合理协调高成本机组补偿和低成本机组收益问题。妥善处理计划与市场并存引起市场资金不平衡问题。现货市场建设初期，各试点地区均逐步放开发用电计划以实现市场建设的平稳过渡，为此计划与市场将长期共存。在此背景下，计划与市场发用电结算将产生不平衡资金。对于双轨制下发用电结算产生的不平衡资金，建议可暂时由电网公司承担，而后通过调整输配电价的形式疏导给用户侧。统筹协调电能量市场与辅助服务市场的关系。辅助服务作为保证系统安全稳定运行与电能质量的重要资源，主要分为无功、黑启动、调频、备用和深度调峰等。对于无功和黑启动等需求相对稳定的服务，建议初期现货试点通过签订长期合同获取，由双方自主协商确定价格。对于备用和调频等需求随时间变化的服务，建议通过短时集中竞价的方式获取。在备用与调频市场构建时，应视市场成熟度与技术可行性等情况按照实际需求分阶段开展。考虑到备用和调频等费用占现货市场总费用的比例较少且多数试点地区市场建设经验不足等情况，建议初期采用辅助服务市场与能量市场解耦出清的方式。在此基础上，依次探索能量市场与备用市场、能量市场与调频市场的耦合出清的方式，最终实现三者一体化交易出清，从而促进电力资源的高效利用。二、电力现货市场试运行情况——改进建议电力现货市场必须遵循的共同规律：电力系统是人类最大的一台机器/经济机制要服从经济规律/运行机制要服从机器物理运行规律电力现货市场可能存在的风险通行风险：中长期容量充裕性问题/市场力问题/可再生能源穿透力提高带来的问题（技术手段可以解决，如灵活性改造、辅助服务、容量市场、提高市场限价等等）市场设计风险：大量计划性元素自觉或不自觉的被引入（非市场因素如何排解——立足国情，计划、市场有机结合）监管制度风险：法律法规/央企分工/政企分开（设立事前、事中、事后监管评估——事前集中度控制/事中三寡头测试/事后行为与影响分析，防范市场成员操作市场价格/串通/恶性竞争等等）电力现货市场着重关注围绕发现价格的目标设计现货市场——电力现货市场设计是关键积极深化完善长期交易机制以及配套机制重视通过现货市场培育售电主体提高监管工作水平二、电力现货市场试运行情况——风险与应对储能参与电力现货市场思考Chapter303三、储能参与电力现货市场思考——储能价值

错时电量价值

电力调峰价值

电网调频价值

系统备用价值

黑启动价值

电力调节服务

电网调频服务

系统备用服务

黑启动服务储能价值电力现货市场电力辅助服务市场价值挖掘市场机制交易商品三、储能参与电力现货市场思考——储能价值储能价值的本质：弥补电能在发用平衡中的固有缺陷储能价值的发挥：必须借助于运营机制的作用。储能价值变现：发电侧储能：集中式储能站参与市场化交易/电网直接调用，按约定价格获取收益；分布式储能收益模式尚不明确。用户侧储能：以虚拟电厂模式运行，峰谷套利，参与调峰等；电网侧储能：电网直接调用，参与调峰调频，固定容量费用等。储能发展不能拓展电能的价格空间，可拓展电能的规模空间和时间尺度。储能是优越的调频资源，具有强大的竞争力，现阶段储能投资未纳入输配电成本，同时价格机制疏导不到位（谁受益谁支付），储能发展出现困局。储能参与现货市场：电力现货市场是改变当前储能困局的关键。电力现货市场是储能价值挖掘的最佳机制。储能发展与改进电力现货市场设计激励相容。储能为改进电力现货市场设计创造了条件，改进电力现货市场设计可实现储能价值深度挖掘。运营机制作用机理作用对象运作模式收益确定性管理精细度调整及时性利益空间投资收益率新能源适应性发展方向峰谷分时电价改变平衡时间用电侧计划确定不精细滞后改变维持难两个细则发电侧计划确定不精细滞后不改变递减难电力辅助服务市场发电侧市场不确定精细及时不改变递减易电力现货市场发电侧、用电侧市场不确定精细及时改变维持易应急零时用电补偿改变平衡途径用电侧市场不确定不精细及时改变维持--市场设计考量：出发点：系统性考虑市场主体收益模式与风险基础：成本纠偏机制：补偿与考核机制商品特性：电力商品的时空交付物理特性市场设计出发点：市场设计目标：保证电力系统运行安全的前提下（调度目标），让市场主体遵循市场或调度指令以达到成本最优（政府目标）——要求：市场优化出清核心手段：激励和惩罚（定价与结算）前提条件：市场和调度运行所需的各市场主体（调度、容量机组等）都有足够回报设计要点：健全价格体系（体现供需关系）、体现多劳多得、风险可控，达到各方共赢三、储能参与电力现货市场思考——市场设计市场设计基础：激励引导机组按照成本报价。以火电厂为例：依据成本性态及电力现货市场对实时成本的划分，火电厂发电实时成本主要由变动成本（包括燃料费、外购动力费、水费等）、固定成本（包括折旧费、财务费用、职工薪酬、材料费、修理费、环保税、委托运行费、其他费用等）、启动成本三大类构成。燃料成本计算：利用反平衡法计算燃料成本。成本测算：发电企业通过成本管理理论，实现发电负荷工况实时变化下对实时成本测算，对发电厂参与现货市场报价具有重大意义，做好实时成本测算与管理，可大大提升竞价能力。报价策略：一般包括成本分析法（基础，未考虑竞争对手，难以实现最大化）/博弈论法（多人博弈、非完全、不完美信息时处理不理想）/预测市场电价法（需海量数据支撑）/估算其他发电公司报价行为法（需海量数据支撑）/智能优化算法（竞争协调进化算法、模糊自适应搜索算法、智能体强化学习算法等，结合大数据、超算、AI等）。三、储能参与电力现货市场思考——市场设计规范成本数据源采集范围和采集方式（成本数据源、采集方法时效性、简便性、规范性、科学性，实现实时成本精准测算及管理——数据创造价值）引入人工智能，强化学习，分别构建节点边际电价（LMP）、系统边际电价（SMP）、分区边际电价（ZMP）定价机制下发电企业报价双层优化模型，获得最优报价策略。密切关注长期固定成本及经营状况，不断收敛、改进报价策略，做好风险规避。市场设计纠偏：补偿与考核机制。补偿机制：日前运行成本补偿：对发电企业日前市场运行成本超出日前市场收益部分进行补偿。实时运行成本补偿：实时市场补偿根据实时出清与日前出清时段的交叠关系进行分段补偿，两段补偿费用分别计算，对所需覆盖成本互不抵消。与日前市场出清结果重叠时段，对其启动成本、空载成本和电能成本进行补偿；与日前市场出清结果不重叠时段，对其空载成本和电能成本进行补偿；实时市场收益包括电能收益和辅助服务收益。成本覆盖补偿：全成本补偿/启动费额外补偿。机会成本补偿：当机组由于可靠性等原因被安排降低出力时，需对其损失的机会成本进行补偿；当机组在日前市场中有出清量，在实时市场由于系统原因未被组合，而实时市场价格高于日前市场价格时需对其损失机会成本进行补偿。三、储能参与电力现货市场思考——市场设计考核机制：对发电企业实时市场分时偏差电量进行事后评估判断，超出允许偏差阈值范围的，对超出阈值部分电量进行考核。市场设计商品特性：电力商品时空交付物理特性。空间交付特性：节点边际电价（LMP）、系统边际电价（SMP）、分区边际电价（ZMP）定价机制。各机组本身的物理特性（响应时间、爬坡能力、最小运行时间、最小停机时间等等）。各机组本身的季节特性（丰水期、波动性、资源禀赋）。机组调度方式，优化开停机及出力安排（电压支撑、短路支撑、无功支撑、旋转备用支撑、可快速启停机组等等）不同机组的耦合特性：市场化服务/非市场化服务，机组特性互补等等三、储能参与电力现货市场思考——市场设计三、储能参与电力现货市场思考——市场设计电力现货市场架构现货市场核心组件：•日前市场•辅助服务市场（调频/备用等）•可靠性机组组合/预调度计划•实时市场•金融输电权市场辅助服务（中长期合约）•无功与电压支持•黑启动•可靠性必开机组来源:美国ERCOT三、储能参与电力现货市场思考——市场设计利益空间设计：“宽进严管”，把总盘子做大多措并举：降低准入门槛建立代理机制建立捆绑交易推进虚拟电厂扩大微网规模强化管理：交易偏差考核故障停运考核市场信用管理强化过程监管加大违规处置适应发展：进入市场的储能规模与新能源规模相适应利益调整空间与新能源发展空间相适应储能发展领域与电力发展新业态相适应利益空间设计：“以监代限”，把储能价格空间做大防范风险：加大对辅助服务市场的价格引导，逐步提高辅助服务市场价格；放宽并建立动态调整的市场最高上限制度，允许出现尖峰电价；以市场运营监测取代市场行为与影响测试，尽量减少市场干预；研究正常价格波动和运营风险的识别技术，提高风险防范能力合规前提下，适度投机：最高上限根据电力供需关系进行调整，尖峰时刻最高可为目录电价的3倍电力辅助服务价格水平在现有基础上提高5倍减少对正常价格波动的误判，提高市场价格波动的接受度市场设计非常关键！（Veryimportant）三、储能参与电力现货市场思考——市场设计电力现货市场成功经验依据世界范围过往经验以及各种理论来看，成功的现货市场一般具有以下特征：•基于报价出清•考虑电力系统物理约束与安全性约束•执行经济调度•采用节点边际电价为基础的定价原理现货市场的价格信号是“驱动力”，将引导中长期合约定价，所以电力市场建设的核心关键是现货市场。只有电力市场设计机制与电力系统运行规律保持一致，才能确保产生的价格信号真实、透明、高效。形成一个更大范围的电力市场及统一协调的市场运行系统将是更好的选择（电力商品的时空特性）。各国、各地区电网运行工况不同，以开放的心态吸收世界先进经验的同时，应根据各省/地区特点，因地制宜，有针对性地开展现货市场规则设计。储能具有优越的调节性能，在现货市场与火电等其他类别公平竞争，谁价格、质量更有优势，谁能更快更准响应，谁将能把价值发挥到更大。可以预见，储能在现货市场将大有可为。现货市场各方如何应对Chapter404客户用电需求不断升级：“用上”电——用“好电”——“用好”电电力交易阶段：过去：负荷统计型的购售电交易——中长期交易现在：负荷管理阶段——中长期+现货交易将来：数据驱动型的购售电阶段——现货交易未来的售电公司呈现三种不同的形态，构建三种服务能力售电即服务，提升软实力四、售电公司如何转型客户价值挖掘负荷管理现场服务交付售电公司贸易型能源服务型互联网型商业模式售电托管+服务（设备运行优化、负荷预测及报价、碳资源交易、环保监测、能耗监测、需求侧响应、经济效益分析、节能改造、附加效益、减少偏差考核等等）电力需求侧响应：从电力需求侧管理（DSM）中演变进化而来，旨在以市场手段和价格工具为主要载体，影响和调节需求的时间和水平，挖掘需求侧响应资源，提升需求侧响应弹性，提高电力系统和电力市场运行稳定性和运行效率。四、用户需求侧响应通过增大峰谷电价差别，签订高峰时段的中断负荷协议以及提高分布式储能容量等措施，达到削峰填谷效果。通过推广使用节能电器和宣传提高省电环保意识，达到社会的经济高效和环境友好。在城市等人口密集区，鼓励居民多用电能替代化石能源，最终实现电力企业服务质量的提升。削峰填谷省电节能能源替换国网浙江省电力公司创造性地提出建设能源互联网形态下的多元融合高弹性电网，大幅提高全社会综合能效水平，推动全社会绿色低碳发展，并将其作为打造“努力成为国家电网建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业的重要窗口”的主阵地，作为今后一段时间国网浙江电力工作的一条主线。多元融合高弹性电网是能源互联网的核心载体，是海量资源被唤醒、源网荷全交互、安全效率双提升的电网，具有高承载、高互动、高自愈、高效能四大核心能力。四、用户需求侧响应基于价格的需求侧响应用户根据零售电价的变化，相应调整其用电需求，减少在高价格时段用电以控制自身用电成本。包括分时电价、实时电价、尖峰电价。基于激励的需求侧