发电市场竞价模式是怎样的？
1.省级电力市场通用竞价模式
电力工业从综合垄断模式向竞争市场模式的转变是一项艰巨而复杂的任务，需要认真完成。国际电力市场化改革的经验告诉我们，电力行业打破垄断的改革必须根据国内电力发展的特点选择合适的模式，通过研究论证制定明确的方案，并在法律法规的支持下分步有序实施。
中国的电力市场改革也应该借鉴这样的原则。电力工业市场化改革的最终目标是最大限度地利用市场手段提高电力工业的生产效率，降低电力生产和供应的成本，实现资源的优化配置。
就目前电力工业的发展水平和相关的社会经济联系而言，这一目标必须逐步实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电源特性和电网结构，结合未来电网发展格局，分层次构建市场结构，选择和制定合适的市场运行机制，建立和完善市场监管体系，电力市场化改革将稳步发展。
在省级电力市场改革中，近期在现有体制基础上实施有限竞争的电力市场是安全的，长期则是完善的电力市场。
有限竞争的电力市场是计划与市场相结合的模式，只开放发电市场。总的来说，开放发电市场不仅有利于在发电市场引入竞争，而且更容易管理，是一种相对稳定的做法，不会对电力公司的现有体制做出大的改变。
一个完善的电力市场是一个纯市场模式，发电市场和用户市场同时开放，实现供需双向选择，特别是扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起着调节支点的作用，市场中的发电商和用户都能自觉遵守运行规则。
1)发电侧竞争的电力市场-模式ⅰ
这种模式可以算是利用市场机制进行商业运作的最初级阶段。当技术装备、人员素质和运行管理尚未达到一定的先进水平时，可以采用这种模式，尽快提高电力工业的综合水平，保证社会用电和国民经济的发展。
这种模式可以分为以下两个阶段:
A.发电侧有限竞争的电力市场阶段
现阶段，在省级行政区域内，发电终端已成为独立的发电公司，省级电力公司拥有220千伏及以下电压等级的输配电网和全省所有变电设备及调度中心的资产管理权。？
这一阶段的基本特征是:电网与电厂分离，现有发电企业和大容量地方发电企业逐步转变为独立发电公司，省网与区域网有条件公开竞争，用电逐日结算，市场法规和技术支持体系初步建立。这一阶段实现了保证基数功率下的有限竞价，保证并网机组完成基数功率。基础电量内的电量按核定电价结算，剩余电量有竞争力。
这一阶段考虑的是历史原因而非机组本身固有特性造成的电厂间成本差异，如新老电厂的差异、投资来源和渠道的差异、还款条件的差异、投资回报方式的差异等。
现阶段，省电力公司将负责省电网(输配电)的规划、建设、发展和运营，在政府行业监管部门的监管下开展售电和输电业务。公司上游与并网的独立发电公司和经营跨省电力、电力交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电力消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节缴纳购电费用进行购电。由于省电力公司处于垄断地位，其售电价格将受到政府行业监管部门的管制，但售电价格应合理包含输配电相关费用，以保证公司资产的合理回报和自身发展需要。
B.发电侧完全竞争的电力市场阶段
现阶段，省管辖范围内的电厂全部成为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时报价；形成比较完整的市场法规、规则和技术支撑体系。在发电侧有限竞争的电力市场阶段经过一段时间后，过渡到这个阶段是必然的。现阶段需要解决一个省级电力公司的购电市场问题。电网与电厂分开后，无论发电企业在性质、规模、股权构成上有什么差异，为了保证省公司的商业运营秩序，省内任何电厂都必须参与省公司的发电侧电力市场，取消基地电力，发电公司实行完全竞争发电。市场经济活动的所有参与者都是平等的。
2)开放传输网络，多买方模式——模式ⅱ。
模式二的目标是形成一个完全开放和竞争的电力市场。在模式一的基础上，进一步完善发电市场的竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时开展配电市场的竞争，使电价水平明显降低。其特征在于:
& gt在模式ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价，有序开放配电市场，成立独立的城市供电公司。
如果国家政策允许，一些大用户可以直接从某个区域的独立发电公司购电，通过输电网和配电网输送。用户和独立发电公司向输电网和配电网支付相关费用。条件成熟的，可以允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接向独立发电公司购电或与其他供电公司交易。
这是在完善的市场机制条件下采用的模式。在这种模式下，省电力公司彻底转变为电网公司，垄断了输电环节。供电企业和大用户直接向电力生产企业购电，电网公司负责互联网电力交换、电网安全运行和电力市场运营，承担电力的运输职能并收取网费。上网费的收取接受国家有关公用事业管理机构的监督。
电网企业在转型为完整的输电公司并收取网费之前，可以进行一定时间的过渡，使一部分电量由电网经营企业从发电企业购买后转售给供电企业和大用户，另一部分由供电企业和大用户直接从发电企业购买，电网经营企业收取网费。
3)零售竞争模式——模式ⅲ
零售商向用户发出通知，用户根据电价和服务质量选择零售商，并与零售商签订供用电合同；现阶段，不仅在发电环节，在零售环节，都有比较完全的竞争；
2.水火电招标方式:
1)所有火电厂都参与期货市场。
2)可由省调度中心直接调度的火电厂参与近期电力市场交易。
3)自动化水平高的火电厂(AGC机组，负荷跟踪能力强的机组)参与实时市场和辅助服务市场之间的交易。
4)期货市场采用边际电价结算规则，通过多次竞价竞争形成交易电量和交易电价。按照年发电量对一年以上的期货市场进行报价；对于月度期货市场，根据月度发电量增量(相对于前一年期货市场交易的电量)报价。
5)在日前市场中，将期货市场中的交易量分解为天，根据系统负荷曲线的归一化单位值，将期货的日量分解到各个调度周期，从而形成各个周期的期货量。负荷曲线与各期期货电量之差就是最近几天电力市场的竞价空间。在近期市场中，根据市场供求情况，采取相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获得超额利润。
6)在实时市场中，只有具有较强负荷跟踪能力和专用数据通道的机组参与实时市场竞争。实时市场的竞价空间是超短期负荷预测值与预购电量的计划发电量之差。根据市场供需情况，采取相应的购电价格形成机制组织竞价。
7)在辅助服务市场，具备辅助服务能力的单位可以参与投标。在调频辅助服务市场，交易中心公布所需调频容量，机组按容量和电价分别报价。交易中心将根据容量电价和电价之和以及受控边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于活跃市场中机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备辅助服务市场中，机组按容量和电量分别报价，但竞价的排序指标是:电量报价和系统故障概率的乘积，加上机组容量报价。根据市场供需情况，采取相应的购电价格形成机制组织竞价。
8)小火电厂区域竞价模式:由于小火电厂数量众多，没有专门的沟通渠道，这些电厂只参与当年和当月的期货竞价市场。日产量曲线将根据分解到一天的用电量和负荷曲线的单位值来确定。值得强调的是:对于具备条件的省级市场，小火电竞价应在省级期货市场进行，而不是分区域组织竞价，实现更大范围的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在小火电总量一定的情况下，小火电会按地区竞价上网。
9)供热机组竞价模式:在供暖季，该类机组按照“以热定电”的原则不参与竞价，按照固定出力曲线上网发电，电价按照物价局核定的价格结算。其他季节会和其他单位一样参与竞标。
10)水电竞价模式:对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，由电网公司租赁运营。水电调度的经济原理是利用有限的水力发电降低日前市场、实时市场和辅助服务市场中火电系统的边际发电价格。
3.机组分组(类)竞价上网模式
在电力市场初期，考虑到我国电力行业的现状，特别是历史原因而非机组本身固有特性造成的电厂间成本差异，如新老电厂的差异、投资来源和渠道、贷款偿还条件、投资回报方式等。，省电网内所有机组可根据成本差异分为若干类型，并按照一定的市场运行规律，采取机组分组(类别)竞价上网的模式。
4.发电集团间的竞价模式
在电力市场初期，考虑到我国电力行业的现状，特别是历史原因而非机组本身固有特性造成的电厂间成本差异，如新老电厂的差异、投资来源和渠道、贷款偿还条件、投资回报方式等。，省电网内的所有机组可以根据成本差异进行均摊，组成若干个(最好是10左右)发电组(每个发电组都要包含在内)
5.省级电网交易中心在区域电力市场中的作用。
根据我国经济以省为主体的现状，发展省际电力市场应采用基于价格的代理机制作为竞价模式。在这种模式下，各省的电网交易中心不仅是单一的买方，也是本省发电商大面积售电的代理商。省电网交易中心将组织全省电厂富余电量进行大面积竞价。因此，省电网交易中心会向大区申报买卖电报价曲线。因此，必须制定省级电网交易中心作为代理商的交易规则。
二，区域电力市场竞价模式
区域电力市场有三种基本运行模式:双边交易模式和单一买方模式；权力经纪人模式。
1)双边交易模式
初期市场成员为省级电网公司。市场各方单独谈判签约；或者，由区域市场运营机构提供信息交流的场所(包括BBS)。
交易双方是各市场成员，与区域市场运营机构无关。通常，合同中会有违约条款。如果不履行合同，违约方将赔偿对方的损失。该模型适用于远期合同和期货电力市场。
为了促进双边合同市场，区域系统运营商应建立公告板系统(BBS)，各省可以根据公告买卖电力和容量。这个公告板有助于各省之间有效的信息交流。
在这种模式下，地区调度中心不参与双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运营人员不用关心合同价格，只关心系统需要提供的交易和交易时间。应该有一系列的规则，明确规定双边市场各个机构的责任。有时，由于输电阻塞或发电和输电设施突然故障，合同交易量不得不减少或中断。在这些情况下，地区调度中心必须对各种交易进行排序，确定其相对重要性，并通知所有市场参与者减少或取消交易。通常是先减少不确定交易，再减少短期交易，最后减少长期交易。
2)单一买家模式
该模型要求各省将一部分负荷电量划入区域电力交易中心，形成区域供电厂的竞价电量。所有市场成员参与报价，区域内单一买方按照优先购买低价电的原则安排交易计划。
这种模式的特点是:购售电必须在区域联营中心进行，联营中心负责区域内的交易量平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受管制的。该模型的核心是一个招标、投标和评标过程和一个优化决策模块。缺电省份的发电公司向区域交易中心上报其可接受的最低销售价格，电力富余省份的发电公司向区域交易中心上报其可接受的最高采购价格，区域交易中心进行价格匹配给出交易的统一价格作为结算依据。
实施该模式的基础是省级电力公司提前与区域交易中心签订多边合同，由独立机构对区域交易中心进行监管。
3)权力经纪人模式
根据我国经济以省为主体的现状，发展省际电力市场应采用基于价格的代理机制作为竞价模式。
在这种模式下，各省的交易中心不仅是单一的买方，也是本省发电商大面积售电的代理商。区域交易中心是经纪人，每小时通知各方潜在买卖双方的价格。该模型主要应用于分时电力市场。
各市场成员申报其买卖电报价，经纪人系统根据高低匹配法匹配潜在交易，确定交易价格，以及系统的安全检查。具体步骤如下:
第一步:收集报价信息。收集市场成员的报价。售电报价代表一个省提供额外电力的价格，买电报价代表一个省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交给区域经纪人。
第二步:价格排序。区域券商收到所有报价后进行排名，售电报价由低到高排序，购电价格由高到低排序。
第三步:报价匹配。一旦收集到买卖双方的报价，区域券商就会进行排序，将卖价最低的省份与买价最高的省份进行对比。然后，将第二低的卖价与第二高的买价进行比较，这个过程一直持续到没有报价可以比较或者最低卖价高于最高买价。这个过程叫高低比较法。由此确定交易双方。并不是所有高低配对后的经济交易从技术角度都是可行的。缺少输电线路、输电阻塞或系统运营商设定的稳定性限制将使现货交易无法进行。当交易无法达成时，区域经纪人会将剩余的最高买价与最低卖价进行比较。
第四步:确定交易价格。对于交易双方来说，交易价格是双方卖出价格和买入价格的平均值。为了用收益收回输电投资，可以修改这种平均分配利润的方法，买卖双方各支付一部分收益给输电公司。
第五步:通知交易各方。中介机构在发现交易并确定交易价格后，会在交易前一定时间内将相关信息告知各方。
步骤6:实现事务。各省确认参与交易并进行交易。至少要在交易前十分钟确认。
我们认为，未来区域电力市场可能会采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合不同省份不同的竞价模式和市场规则(这是因为不同省份的情况不同)
有一种观点认为，电力交易应该在大范围内进行，不需要省级交易中心，而由区域电力交易中心代替；在单一买方的情况下，这意味着所有省份的电价在很大范围内趋同。对于发电成本高的经济发达省份，电价下降，而对于发电成本低的经济欠发达省份，电价上升，这可能与我国的省域经济相矛盾。
电力市场中“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场和辅助服务交易市场”的协调。
通常根据提前期的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前交易市场和实时交易市场，热备用和调频作为服务商品划分为辅助服务市场。然而，不同市场之间协调的重要性并没有被人们所认识。事实上，将全年期货电量分摊到每个月，将所有期货电量分摊到每一天，是否合理？和未来电价是否稳定有关系吗？电力生产稳定吗？日交易计划能否为实时行情提供更多的安全充足性和竞价空间？基于以上原因，提出了多层次市场的协调方法，包括:
1)年度和月度市场之间的协调；
2)月度市场与近期市场的协调；
3)日前市场与实时交易市场的协调；
4)辅助服务市场、日前市场和实时交易市场的协调。
1.年度和月度市场之间的协调
为了保证年度期货合约与月度交易计划的良好衔接，月度交易计划中应考虑年度期货合约在月度市场中的分布情况。在交易管理系统中，年度和月度合同协调的内涵是:根据全年的负荷曲线和机组检修的安排，使年度期货电量与当月总负荷电量之比尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能稳定和供需平衡。
月度和年度计划协调的关键是某月运行后，应根据当前市场的运行结果调整剩余月份的年度合同电量分配。详细算法描述如下:
1)预测未来剩余月份的月度负荷需求；
2)计算每个月的年度期货电量与月度总电量的比值；
3)选择年期货电量占月总电量比例最小的月份，按一定的步长增加该月的年期货电量；
4)查看年度期货电量是否全分布？如果是，则计算结束；否则，请转到[2]。
2.月度期货市场和近期电力市场的协调。
由于在2000年和2000年的期货交易决策中已经确定了各交易主体的合同电量和合同电价，就日合同电量的分配决策而言，不是如何进一步降低购电成本，而是追求期货电量在空间和时间上的统一性和现货市场价格的稳定性。期货电量在时间上的均匀分配有利于机组的连续启动，避免机组频繁启动；空间上的均匀分布将使潮流分布均匀，保证为现货市场预留足够的输电容量裕度，不仅有利于电网安全运行，也为现货市场准备了更多的竞价空间。现货市场价格的稳定体现在负荷大的交易日，期货电量的分配量也要大。只有这样，才能避免现货市场上每一天的竞价空间不平衡导致现货价格大幅波动。基于以上原因，我们建议在电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。
3.日前市场和实时市场的协调
为了保证系统的安全可靠运行，必须协调日前市场和实时市场之间的关系。在这两个市场之间，既要考虑同级市场的经济性和安全性，又要为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要不确定因素的基础上，可以使日前交易计划和实时调度过程自然衔接、平稳过渡、有序进行，从而全面提高经济效益和社会效益。
为了协调日前市场和实时市场，引入了交易计划的调度流畅性和调度流畅性指标。
调度流畅性是交易计划适应不确定因素时，调度和控制空间大小的表现。调度流畅性是衡量交易计划调度流畅性的指标。
为简单起见，调度流畅性指数采用以下评价标准:
调度流畅性的特征是在各节点负荷增长方式固定、考虑发电和输电约束的情况下，交易计划所能承受的系统总负荷的最大增加量。在给定交易计划的基础上，如果总负载增加，则负载增量按固定比例分配给各个节点；如果得到系统所能承受的最大负载增长，流畅度指标用与系统总负载的比值来表示，如下式所示。
=/*100%
该标准下的流畅度指标在形式上类似于传统的负荷备用率，但在特定意义上额外考虑了总备用量的分布特征，优于传统的负荷备用率概念。流畅指数越大，多层次市场之间的过渡越平滑。
在评估系统能够承受的负载增长范围时，指定了每个节点的负载增长模式。这个假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统，负荷增长模式有一个相对固定的规律。为简单起见，可以使负载增长模式与每个节点上的负载成比例。
4.辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系
辅助服务市场将为现货市场和实时市场提供机组的部署范围和备用范围。实时和现货市场会根据这个范围内指定的约束条件做出预调度计划和实时计划的优化决策。也就是说，在制定预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。