电力市场基本概念和运营机制

1电力市场的基本概念和运营机制丁肇豪现代电力研究院华北电力大学2015.12.07主要内容电力市场基本概念定义分类分散式电力市场集中式电力市场（以美国德州电力市场为例）基本情况市场运营机制美国德州电力市场和PJM市场的异同对我国的电力市场建设的启示电力市场基本概念什么是电力市场？概念：电力市场是所有各种电力交易及其相互关系的总和。具体组成：•电力批发市场–大宗交易–价格随市场波动较大•电力零售市场：–中小用户购电–价格波动较小（售电商承受价格波动）电力市场基本概念电力批发市场中长期市场•时间尺度：多年、年、季、月、周•交易标的：电能量、辅助服务、相关金融衍生品现货市场•时间尺度：日前、实时•交易标的：电能量、辅助服务电力零售市场批发市场电力用户（中小用户+不愿参加批发市场的大用户）零售商：赚取差价+承担风险电力批发市场基本概念电力中长期市场合约类型•金融合同：只有结算意义，没有实物交割责任•实物合同：有实物交割义务交易场所•交易中心：标准化合同–标准化期货、期权等–纽约商业交易所（NYMEX）、芝加哥商品交易所（CME）等•场外交易：双边合同电力批发市场基本概念电力现货市场集中竞价•用最小的成本维持电力系统供需平衡两种类型•全电量竞价（负荷预测）：–强制要求全部发电机组到现货市场竞价，决定每个机组的在每个时段的发电量（总成本最小）–集中式市场•偏差电量竞价（负荷预测-中长期实物合同签约量）–通过竞价手段，以各个机组签订的中长期实物合同量为基准，调整机组出力（总调整成本最小）–分散式市场电力批发市场基本概念中长期市场和现货市场的关系相辅相成，缺一不可仅有中长期市场•无法反映电力作为商品的时间价值信号•中长期定价缺乏价格参考•中长期预测不准确（负荷、水电、风电等）仅有现货市场•价格波动过于举例•市场交易主体（发电企业、售电企业、电力用户）缺乏避险手段电力批发市场基本概念中长期市场和现货市场的关系现货市场波动性大难以预计•实物合同•金融合同•期货、期权风险管理工具通过中长期市场降低市场风险维护市场价格稳定负荷曲线现货市场价格发现中长期价格电力零售市场基本概念售电公司基本职能在批发市场购买电能量在零售市场售出电能量•中小用户•不愿意直接参与电力批发市场的大用户为什么要有售电公司？售电公司可以充当媒介（批发市场和零售市场之间）•避免中小用户直接面对批发市场的价格波动•将中小用户的电力需求反映在批发市场的供需关系中电力零售市场基本概念售电公司盈利模式在零售市场售出电能量•制定套餐吸引用户在批发市场购买电能量•优化购电组合（中长期市场+现货市场+金融衍生品市场）•购电目标：低成本+低风险零售市场分类配售分离市场：美国德州、加拿大阿尔伯塔省•售电公司纯金融业务实体，不拥有任何电力设备•配电公司拥有配网+电表配售一体化电力市场基本模式两种电力市场模式（中发〔2015〕9号文）集中式电力市场•集中式市场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•现货市场：全电量竞价•中长期市场：金融性合同为主分散式电力市场•分散式市场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。•现货市场：偏差电量竞价•中长期合同：实物合同为主电力市场基本模式两种电力市场模式集中式电力市场•美国、加拿大电力市场（典型代表）–德州、加州、PJM、纽约、新英格兰、阿尔伯塔、MISO等•澳大利亚•新加坡分散式电力市场•英国（典型代表）•德国•北欧（偏混合）分散式电力市场（英国电力市场）市场运营机制电力批发市场：•全社会总电量的绝大部分是在批发市场中通过发电商、售电商、大用户三个主体市场化交易完成的（约占98%）平衡服务机制（实际发电前1小时）（约占2%）•偏差电量集中竞价实时平衡•调度机构调用调频、备用等辅助服务分散式电力市场（英国电力市场）市场运营机制市场交易主体实际发用电量=中长期合同量+平衡服务中标量+偏差量结算•中长期合同量：按合同约定价格结算•平衡服务中标量：按平衡服务报价结算•偏差量：按系统实时买入/卖出价格结算阻塞管理•阻塞管理成本按电量分摊给市场交易主体–简单易行–阻塞责任不够明确–适用于阻塞情况不严重的地区集中式电力市场特征电力供需各方交易的全部电量及其价格都必须经由现货市场竞争确定。•发电商竞争获取发电的权力，但并不为特定的用户发电•零售商和大用户也仅能在现货市场，而非特定的发电商处购电采用日前市场和实时市场双结算制度（北美大部分市场）集中式电力市场一般与中长期财务合同市场及金融衍生品市场相配合集中式电力市场定义全部上网电量通过集中竞价参与现货市场特征在一个区域内，只有一个强制市场成员参与的、集中的、竞争的市场。电力供需各方交易的全部电量及其价格都必须经由现货市场竞争确定。•发电商竞争获取发电的权力，但并不为特定的用户发电•零售商和大用户也仅能在现货市场，而非特定的发电商处购电电力市场运营、系统调度运行和输电网管理等工作由统一的系统运行者负责。为了管控市场风险，在该模式下还存在非实物的金融性交易，即发电商与零售商、大用户之间可以签订财务合同（差价合同）等对市场价格风险进行有效控制。集中式电力市场案例介绍美国德州电力市场市场概况全德克萨斯州90%的负荷。2400万电力用户。2014年全系统加权平均价格40.64$/MWh独立维持系统稳定•与美国东部互联系统、西部互联系统无交流联络线系统加权平均电价（$/MWh）系统加权平均电价增幅系统加权平均能源价格（$/MMBtu）系统加权平均能源价格增幅201440.6421%4.3217%201333.713.70北美电力系统示意图美国德州电力市场市场运行机构德州电力可靠性协会（TheElectricReliabilityCouncilofTexas,以下简称ERCOT）•会员制非盈利企业•由董事会管理•由德州公共事业委员会（PublicUtilityCommissionofTexas,PUCT）和德州立法机构监管•负责维持德州电力系统的平衡稳定。市场监管机构德州公共事业委员会（PUCT）第三方市场监管机构（IndependentMarketMonitor,IMM）德州电力市场改革历程1981–ERCOT成为德州法定系统调度机构1995–德州立法机构决定启动电力市场化改革1996–ERCOT成为美国第一个独立系统运营商（ISO）1999–德州立法机构投票通过七号法案(SB7)2001–德州区域批发市场和零售市场正式启动运营2003–德州公共事业委员会决定启动发展节点市场设计2010–德州节点市场正式启动运营美国德州电力市场市场成员电力用户（Consumer）和零售商（RetailElectricProvider）•电力用户和零售商通过负荷服务提供商（LoadServingEntity,LSE）参与批发市场发电商（Generator）•发电商通过注册报价机构(QualifiedSchedulingEntity，QSE)与ERCOT提交报价并结算输配电服务提供商（Transmission/DistributionServiceProvider，TSP/DSP）电力交易商（PowerMarketer）•不拥有发电机组或终端用户，参与市场套利美国德州电力市场注册报价机构负荷服务提供商第三方市场监管机构电力交易商德州公共事业委员会发电机组输电服务提供商配电服务提供商电力用户美国德州电力市场定价和结算机制ERCOT是采用双结算机制（Two-SettlementSystem）的节点边际电价（LocationalMarginalPrice,LMP）市场。双结算机制•日前市场–出清形成金融性合同（相当于与ERCOT签订的差价合同）–只有结算意义，没有实物交割•实时市场–出清形成实际发电计划•双结算机制为市场参与者提供了在日前规避实时市场价格波动的机制美国德州电力市场定价和结算机制节点边际电价•定义：在某一个节点供给额外一个MW的负荷系统所需要额外付出的成本。•例1：无阻塞，系统边际电价为2$/MWh•例2：有阻塞，节点B电价为2$/MWh,系统其它区域边际电价为4$/MWh美国德州电力市场定价和结算机制节点边际电价•日前市场和实时市场都是基于节点边际电价出清•ERCOT共有4000多个节点–节点包含发电、负荷和变电站等•日前市场每小时计算一次电价•实时市场每五分钟计算一次电价–实际出清按照十五分钟加权平均美国德州电力市场定价和结算机制节点边际电价•价格上限：9000$/MWh(2010年价格上限为3000$/MWh)•结算节点–发电节点：发电厂并网点–负荷区域：区内节点加权平均（四个区域）美国德州电力市场•ERCOT在网站上实时公布电价信息28市场组织流程二级市场交易月前日前日内实时年前事后中长期交易可在年度、季度、月度周前开展周前QSE交易申报日前市场出清实时市场经济调度双结算机制ERCOT批发市场组织流程结算时前机组组合报价封存长期交易多年日前机组组合日内调整美国德州电力市场现货市场交易组织日前市场（Day-AheadMarket）机组组合（ReliabilityUnitCommitment）•日前机组组合（Day-Ahead）•时前机组组合（Hour-Ahead）实时市场（Real-TimeMarket）美国德州电力市场日前市场集中式金融性市场市场交易主体买卖电能量ERCOT向市场主体购买辅助服务时间线•6:00开市•10:00停止接受报价，开始出清•13:30公布出清结果美国德州电力市场日前市场报卖价报买价机组运行计划出清价格出清量网络拓扑模型日前市场美国德州电力市场日前市场报卖价（Offer,offertosell）•机组卖电报价（Three-partsupplyoffer）–由发电机组报价,交割点设在机组并网点–其中包含启动成本报价、最小出力报价和电能分段报价•辅助服务报价（Ancillaryserviceoffer）–调频服务（Regulationservice）–可响应备用（Responsivereserve）：包含旋转备用和需求侧响应–非旋转备用（Non-spinningreserve）•纯能量卖电报价–由发电机组和电力交易商报价–仅包含电能分段报价–交割点可以选在任意结算节点美国德州电力市场•机组卖电报价（Three-partsupplyoffer）–由发电机组报价,交割点设在机组并网点–其中包含启动成本报价、最小出力报价和电能分段报价最小出力报价电能分段报价启动成本报价最小运行极限（LSL）美国德州电力市场•辅助服务报价（Ancillaryserviceoffer）容量辅助服务报价美国德州电力市场日前市场报买价（Bid,bidtobuy）•买电报价–交割点可以设在任意结算节点•点对点阻塞收益权报价（PTPobligation）–用来规避实时市场中的阻塞引起价差带来的金融性风险»按照实时市场的节点边际电价进行结算–类似于耦合的卖电报价和买电报价»注入节点买入1MW，同时输出节点卖出入1MW美国德州电力市场日前市场机组运行计划（CurrentOperatingPlan,COP）•预测的机组运行状态–是否在线–机组运行上下限–已经卖出的辅助服务（实际参与日前市场的上下限=机组运行上下限-已经卖出的辅助服务）•机组通过注册报价机构（QSE）向ERCOT提交•QSE负责维护更新下一个7天的机组运行计划（COP）美国德州电力市场日前市场网络拓扑模型（NetworkModel）•日前市场网络拓扑模型考虑输电网络的通道能力出清模式•电能量和辅助服务联合出清•出清结果考虑网络通道能力最大化：系统总卖电收益-系统总购电成本美国德州电力市场日前市场结算•日前市场出清结果为金融性合同–相当于与ERCOT签订的差价合