CN109087213A - 一种分散式电力现货市场交易模拟方法 - Google Patents

Abstract

一种分散式电力现货市场交易模拟方法，该法先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型,再建立分散式电力现货市场交易模拟模型，并建立评价指标体系，设计不同的交易方案，然后根据得到的交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，最后根据各交易方案的评价指标开展交易方案分析和敏感性分析，以验证电力现货市场各交易方案的合理性及分析可能出现的风险。本设计不仅能够科学合理地实现电力现货市场的有效模拟，而且可准确反映电力现货市场初期的交易实际。

Description

一种分散式电力现货市场交易模拟方法

技术领域

本发明属于电力市场技术领域，具体涉及一种分散式电力现货市场交易模拟方法，适用于实现电力现货市场的交易模拟。

背景技术

电力现货市场建设中存在大量不确定性因素，给电力现货市场运行决策带来很大困难。为了把风险化解在方案设计和规则制定阶段，在电力现货市场正式启动之前，有必要密切结合电网实际，对电力现货市场交易进行模拟仿真，用于研究、验证各种电力现货市场方案和规则的合理性及分析可能出现的风险。这既可在电力现货市场启动运营前为各市场成员的交易员培训提供一种有效的技术支持手段，也可以在市场试运行后，运用实际的报价数据进行研究分析，以便对规则提出修改意见。所以建立电力现货市场交易模拟仿真是很重要的，也是很有必要的。

文献：张晓东，高波.基于供给函数均衡模型的区域电力现货市场模拟分析[A].电网技术.2005.29(13).80-84公开了一种模拟分析方法，该方法主要针对区域电力现货市场，且应用于成熟期电力现货市场，无法反映出电力现货市场初期的交易实际。

发明内容

为克服现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种针对省级电力现货市场、能够反映电力现货市场初期交易实际的分散式电力现货市场交易模拟方法。

为实现以上目的，本发明的技术方案如下：

一种分散式电力现货市场交易模拟方法，依次包括以下步骤：

步骤A、根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型,其中，所述建立典型负荷日交易空间模型包括需求空间构建单元、售电空间构建单元；

步骤B、根据步骤A建立的典型负荷日交易空间模型建立分散式电力现货市场交易模拟模型，其中，所述分散式电力现货市场交易模拟模型包括售电申报单元、购电申报单元、模拟成交单元；

步骤C、先建立评价指标体系，并设计不同的交易方案，再根据步骤B得到的交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，然后根据各交易方案的评价指标开展交易方案分析和敏感性分析，以验证电力现货市场各交易方案的合理性及分析可能出现的风险。

步骤B中，所述售电申报单元包括边际电价报价模块和盈利报价模块，所述购电申报单元包括刚需报价模块和用户响应报价模块。

步骤B中，所述模拟成交单元用于模拟市场组织者根据售电申报报价和购电申报报价计算得到模拟成交结果，所述模拟成交结果通过以下步骤计算得到：

步骤B1、对购电申报按照报价由高到低的排序进行排序，并将报价最高者的序号设定为1，同时对售电申报按照报价由低到高的排序进行排序，并将报价最低者的序号设定为1，以形成申报队列；

步骤B2、先将序号为1的购电申报和售电申报进行组队，如果购电申报的报价小于售电申报的报价，则交易结束；如果购电申报的报价大于售电申报的报价，则可以成交，此时，若购电量大于等于售电量，则将售电量作为成交量，若购电量小于售电量，则将购电量作为成交量；

步骤B3、将步骤B2得到的成交信息保存至成交队列；

步骤B4、计算序号为1的购电申报的购电量减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，并计算序号为1的售电申报的售电量均减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，以完成申报队列的更新；

步骤B5、循环重复步骤B2至B4，直至申报队列为空。

步骤C中，所述评价指标体系包括市场集中度指标HHI、市场供应-需求比指标、平均购电价格指标、平均发电煤耗指标、日价格方差指标、电价波动率指标。

步骤C中，所述不同的交易方案通过改变负荷特性和机组组合设计得到，所述敏感性分析是指通过改变煤价或盈利比例系数开展敏感性分析。

步骤A中，所述需求空间构建单元的构建方法为：先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易计算年需求空间，再根据年需求空间计算日需求空间；

所述售电空间构建单元的构建方法为：先分别计算单个电厂的已发电量、受阻电量以及剩余开发电量，再结合日需求空间得到售电空间。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

1、本发明一种分散式电力现货市场交易模拟方法先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型，再建立分散式电力现货市场交易模拟模型，然后建立评价指标体系，并设计不同的交易方案，根据交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，最后根据各交易方案的评价指标开展交易方案分析和敏感性分析，该方法针对省级电力现货市场，基于电网企业的生产实际，科学合理，不仅能够实现电力现货市场的有效模拟，避免利用预测数据带来的不稳定性，而且更能准确反映电力现货市场初期的交易实际。因此，本发明不仅能够科学合理地实现电力现货市场的有效模拟，而且可准确反映电力现货市场初期的交易实际。

2、本发明一种分散式电力现货市场交易模拟方法中售电申报单元包括边际电价报价模块和盈利报价模块，购电申报单元包括刚需报价模块和用户响应报价模块，该设计对售电申报和购电申报均给出两组报价，分别反映不同边界条件下的市场主体需求，出清价格的最终确定由供需两方面的边际价格共同决定，进一步提高了本方法的科学合理性。因此，本发明进一步提高了科学合理性。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

一种分散式电力现货市场交易模拟方法，依次包括以下步骤：

步骤A、根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型,其中，所述建立典型负荷日交易空间模型包括需求空间构建单元、售电空间构建单元；

步骤B、根据步骤A建立的典型负荷日交易空间模型建立分散式电力现货市场交易模拟模型，其中，所述分散式电力现货市场交易模拟模型包括售电申报单元、购电申报单元、模拟成交单元；

步骤C、先建立评价指标体系，并设计不同的交易方案，再根据步骤B得到的交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，然后根据各交易方案的评价指标开展交易方案分析和敏感性分析，以验证电力现货市场各交易方案的合理性及分析可能出现的风险。

步骤B中，所述售电申报单元包括边际电价报价模块和盈利报价模块，所述购电申报单元包括刚需报价模块和用户响应报价模块。

步骤B中，所述模拟成交单元用于模拟市场组织者根据售电申报报价和购电申报报价计算得到模拟成交结果，所述模拟成交结果通过以下步骤计算得到：

步骤B1、对购电申报按照报价由高到低的排序进行排序，并将报价最高者的序号设定为1，同时对售电申报按照报价由低到高的排序进行排序，并将报价最低者的序号设定为1，以形成申报队列；

步骤B2、先将序号为1的购电申报和售电申报进行组队，如果购电申报的报价小于售电申报的报价，则交易结束；如果购电申报的报价大于售电申报的报价，则可以成交，此时，若购电量大于等于售电量，则将售电量作为成交量，若购电量小于售电量，则将购电量作为成交量；

步骤B3、将步骤B2得到的成交信息保存至成交队列；

步骤B4、计算序号为1的购电申报的购电量减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，并计算序号为1的售电申报的售电量均减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，以完成申报队列的更新；

步骤B5、循环重复步骤B2至B4，直至申报队列为空。

步骤C中，所述评价指标体系包括市场集中度指标HHI、市场供应-需求比指标、平均购电价格指标、平均发电煤耗指标、日价格方差指标、电价波动率指标。

步骤C中，所述不同的交易方案通过改变负荷特性和机组组合设计得到，所述敏感性分析是指通过改变煤价或盈利比例系数开展敏感性分析。

步骤A中，所述需求空间构建单元的构建方法为：先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易计算年需求空间，再根据年需求空间计算日需求空间；

所述售电空间构建单元的构建方法为：先分别计算单个电厂的已发电量、受阻电量以及剩余开发电量，再结合日需求空间得到售电空间。

本发明模型中各模块、评价指标说明如下：

本发明所述典型负荷日交易空间模型主要用于模拟当现货市场开展后，日前市场上具有多少电量需求和能够提供多少电量供应，其中，

年需求空间计算模块：

现货市场可以看作是大用户直接交易的升级，现货市场模拟的目的，也是为了分析有现货市场的直接交易与当前的仅有中长期交易的分析比较。具体公式为：

全年现货市场交易空间＝全年中长期交易空间×现货市场比例

日需求空间计算模块

典型日现货市场交易空间＝所有参与市场用户的需求减去其当日中长期成交电量之和。

采用实际数据进行模拟，于是得到公式：

某日现货市场交易空间＝参与市场用户的当日用电量之和×现货市场比例。

售电空间构建单元：

售电空间是指在现货市场上发电企业最大的可能申报量。对于火电企业来说，理论上最大的申报量为其最大发电容量减去中长期合同量，但在实际市场运行中，火电的出力受煤质、储煤量等情况，很难做到满发，所以在模拟的时候也要考虑一定的受阻情况。公式如下：

火电企业售电空间＝最大申报量-中长期合同量

最大申报量＝机组容量×24×(1-厂用电率)×(1-受阻率)

中长期合同量＝实际发电量×(1-现货市场比例)。

售电申报单元：为电厂根据自己的目标，提出售电价和对应的售电量作为一组报价报给市场组织者(一个电厂可以报多组报价)。

(1)边际电价报价模块：根据电厂的煤价、煤耗因素进行边际电价报价

电力用户i，0＜i≤N1，报价公式为：

(2)盈利报价模块：在边际电价的基础上加上盈利预期进行盈利报价

发电厂j，0＜j≤N2，其报价公式为：

其中γ，γ＞1为供求系数，其值越大表示发电容量冗余度越大。κp_m为发电的边际成本，即煤耗系数乘以煤价。θ_j中长期合约的签订比例，签订比例越低的发电企业在现货市场中的报价加成越低，η₁为其系数。λ为市场力带来的提价系数。

购电申报单元：为用户根据自己的需求，提出购电价和对应的购电量作为一组报价报给市场组织者(一个用户可以报多组报价)。

(1)刚需报价模块

刚需部分报价＝最高限价报

(2)用户响应报价模块：在刚需报价的基础上减去昨日电价的减价预期、煤价影响的减价预期以及用户个体的减价预期，进行用户响应报价。

在研究用户报价问题中，从用户参与需求响应节约电费出发，用预期值减去节约的电价作为大用户的报价(G_i＝p_ig-p_ij)，将节约的电价分为三部分(p_ij＝p_ij1+p_ij2+p_ij3)，第一部分p_ij1为参照昨日交易因素及供需形势得到的市场降价预期；第二部分p_ij2为由于煤价水平下降给用户带来的电价节约预期；第三部分p_ij3为用户自身除市场降价预期外对交易的降价需求。

p_ij1考虑昨日出清值对此次报价的影响，并考虑供需形势，将利用小时数修正为此次利用小时数与上次竞价利用小时数的比值，得到相对供需水平。以相对供需水平与历史节约电费的乘积作为此次市场降价预期。

p_ij2考虑煤价对此次报价的影响，由于煤价直接影响发电企业的变动成本，煤价下降使得发电企业的发电成本降低，因此大用户可以争取更加低廉的电价。用户可以通过对煤价信息的收集以及对发电企业煤耗水平的估计，得出其降价预期，降价预期可表示为p_ij2＝θ_i1C_c(p_cn-p_cp)。根据利润均分原则，取θ_i1＝0.5。

p_ij3考虑用户个人降价需求，大用户根据上次成交经验及个人竞价倾向设定个人报价调整值θ_i2，如果p_ib＞p_h，用户的个人降价需求会增大，反之，用户个人降价需求会减小，甚至会适当提高报价，保证成功几率，减少交易成本。因此大用户的个人降价需求与成正比，设定

因此大用户的报价策略为

反映市场结构的市场集中度指标HHI：

HHI与Top-m份额指标类似，也是用来衡量发电商横向市场势力，HHI指标与Top-m份额指标不同的是，HHI指标对市场份额占比特别大的发电商更为敏感，更容易检测出“一家独大”的情况。HHI用各市场供应者所占的市场份额的平方和来度量

式中，si为第i个市场供应者在一定时间段内(比如一个月内)的市场份额。

垄断市场HHI为10000，完全竞争市场HHI趋于0。一般，HHI<1800，应被视为竞争较充分。HHI指标主要取决于市场参与者个数和市场份额的大小。市场成员越少、市场资源分配越集中，则HHI越大，表明市场中滥用垄断力的可能性就越大。市场中最大参与者的市场份额，对HHI指标影响最大。例如最大供应者占到80％，则无论还有多少个小的供应者，市场都处于垄断状态。

反映市场开放程度的市场供应-需求比指标：

电力市场供不应求将导致发电商之间竞争不够激烈，甚至发电商们可以通过合作来哄抬电价，而用户与售电公司不得不承受高昂的电价。市场供应-需求比越低，发电商之间竞争的关系越弱化，合伙抬价的可能性越大，市场的开放程度越低。

式中，Q_S为在一定时间段内(比如一个月内)的总供给平均值，Q_D为在一定时间段内市场总需求平均值。

Q_S可根据评估需要选取不同的量，分别选择所有供应者总可申报容量和实际的总申报容量，可以得到容量供需比和申报供需比两个指标：

容量供需比＝总可申报容量/总需求

实际申报供需比＝总申报电量/总需求

容量供需比反映了理论上的最大供需比，即当所有电厂均按照自己申报电量上限申报时，市场上供应与需求之比；而实际市场中的供需比，是指实际申报供需比，供应量按照实际申报电量来计算。

当SDR→1或SDR＜1时，市场供不应求，发电商具有垄断力，可以左右市场价格。因此，该指标值越小，市场越趋近于垄断市场；SDR越大，则市场供应越充分，竞争性越好，完全竞争市场下SDR→∞。

若当容量供需比远大于1，而实际申报供需比接近于1或小于1时，表明市场上供应紧缺状况，是由人为控制申报量而形成的。

反映资源配置效率类的日平均出清价P_a：

式中，P_i为第i个时期的出清电价，Q_i为第i个时期的出清电量，n为全天的结算点数，一般取24。

反映资源配置效率类的平均发电煤耗指标C_av：

该指标反映了该地区电力系统单位发电量所消耗的煤炭量，侧面反映了该地区发电的环保程度。

式中，C_i为一个时间周期内各个火电厂的煤炭消耗总量，P_all为一个时间周期内电力系统总的发电量，这个时间周期一般是一年。

反映资源配置效率类指标的日价格方差指标δ_day：

日价格方差是某日以每小时采样价格(共采样24个点)与日平均购电价格的方差。这一指标有助于了解日内价格平稳程度。

式中，P_i为每小时采样点的现货价格，P_a(D)为日内平均购电价格。

反映市场风险类指标的电价波动率指标：

电价对于市场来说起着关键性的引导作用，稳定的电价将保证市场的稳定，那么电价波动率的控制就显得至关重要了。该指标用于衡量现货市场的电价波动情况，保证市场的稳定运行。

电价波动不宜过大，但做到完全不变也是不可能的，为保证市场的稳定运行，电价波动应控制在一定范围之内。一般地，当电价波动小于0.45时，认为市场的电价波动较小；当电价波动在0.45到3之间，认为市场的电价波动处于一个正常的波动范围内；而当电价波动比在3到4之间，认为市场电价波动较大；当电价波动大于4时，则认为市场中电价波动剧烈。

实施例1：

一种分散式电力现货市场交易模拟方法，，该方法针对某省2017年夏季典型日的电力现货市场进行模拟分析，依次按照以下步骤进行：

1、选取2017年8月8日作为该省电网的夏季负荷典型负荷日(负荷曲线由24点负荷组成)，根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型,其中，所述建立典型负荷日交易空间模型包括需求空间构建单元、售电空间构建单元，所述需求空间构建单元的构建方法为：先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易计算年需求空间，再根据年需求空间计算日需求空间为5643万千瓦时；所述售电空间构建单元的构建方法为：先分别计算单个电厂的已发电量、受阻电量以及剩余开发电量，再结合日需求空间得到售电空间为7342万千瓦时；

2、根据步骤A建立的典型负荷日交易空间模型建立分散式电力现货市场交易模拟模型建立分散式电力现货市场交易模拟模型，其中，所述分散式电力现货市场交易模拟模型包括售电申报单元、购电申报单元、模拟成交单元，所述售电申报单元包括边际电价报价模块和盈利报价模块，所述购电申报单元包括刚需报价模块和用户响应报价模块，所述模拟成交单元用于模拟市场组织者根据售电申报报价和购电申报报价计算得到模拟成交结果，所述模拟成交结果通过以下步骤计算得到：

(1)对购电申报按照报价由高到低的排序进行排序，并将报价最高者的序号设定为1，同时对售电申报按照报价由低到高的排序进行排序，并将报价最低者的序号设定为1，以形成申报队列；

(2)先将序号为1的购电申报和售电申报进行组队，如果购电申报的报价小于售电申报的报价，则交易结束；如果购电申报的报价大于售电申报的报价，则可以成交，此时，若购电量大于等于售电量，则将售电量作为成交量，若购电量小于售电量，则将购电量作为成交量；

(3)、将步骤B2得到的成交信息保存至成交队列；

(4)、计算序号为1的购电申报的购电量减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，并计算序号为1的售电申报的售电量均减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，以完成申报队列的更新；

(5)、循环重复步骤(1)至(4)，直至申报队列为空；

3、建立评价指标体系，包括市场集中度指标HHI、市场供应-需求比指标、平均购电价格指标、平均发电煤耗指标、日价格方差指标、电价波动率指标，并通过改变负荷特性和机组组合设计不同的交易方案。本实施例选取共24个时段，每个时段共29个电厂报价58组，共106个大用户报价197组，共成交电量5643万千瓦时，平均出清电价0.372元/千瓦时，24点出清电价表参见表1：

表1 24点出清电价表

单位：元/千瓦时

通过上表可以看出：出清电价的最高点出现在时0点和凌晨1点，这时正好是当

天负荷最大的时间段。

4、先根据得到的交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，然后选取平均购电价格指标、日价格方差指标、电价波动率指标开展交易方案分析，并通过改变盈利比例系数开展敏感性分析，以验证电力现货市场各交易方案的合理性及分析可能出现的风险，结果如表2：

表2现货市场盈利比例因素敏感性分析结果

通过现货市场盈利比例因素敏感性分析可以得出现货市场盈利比例存在一个均衡值，当盈利比例接近该均衡值时，日价格方差和电价波动率最小，而随着盈利比例的提高或减少，日价格方差和电价波动率均会增加。

实施例2：

与实施例1的不同之处在于：

本实施例步骤4通过改变煤价开展敏感性分析，结果如表3：

表3现货市场煤价因素敏感性分析结果

通过煤价因素敏感性分析可以得出，平均出清价直接实现了煤电联动，但日价格方差与电价波动率则与煤价的变化关系不大。

上述实施例结果显示：采用本发明方法得到的分散式电力现货交易能得到较为满意的影响因素分析结论。该结果表明本发明采用的交易模拟模型科学合理，基本符合电网企业的生产实际，能够比较准确地反映电力现货市场运行情况。

Claims (6)

1.一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

所述模拟方法依次包括以下步骤：

步骤A、根据典型日实际电网用电和大用户直接交易建立典型负荷日交易空间模型,其中，所述建立典型负荷日交易空间模型包括需求空间构建单元、售电空间构建单元；

步骤B、根据步骤A建立的典型负荷日交易空间模型建立分散式电力现货市场交易模拟模型，其中，所述分散式电力现货市场交易模拟模型包括售电申报单元、购电申报单元、模拟成交单元；

步骤C、先建立评价指标体系，并设计不同的交易方案，再根据步骤B得到的交易模拟结果计算各交易方案的评价指标，然后根据各交易方案的评价指标开展交易方案分析和敏感性分析，以验证电力现货市场各交易方案的合理性及分析可能出现的风险。

2.根据权利要求1所述的一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

步骤B中，所述售电申报单元包括边际电价报价模块和盈利报价模块，所述购电申报单元包括刚需报价模块和用户响应报价模块。

3.根据权利要求2所述的一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

步骤B中，所述模拟成交单元用于模拟市场组织者根据售电申报和购电申报计算得到模拟成交结果，所述模拟成交结果通过以下步骤计算得到：

步骤B1、对购电申报按照报价由高到低的排序进行排序，并将报价最高者的序号设定为1，同时对售电申报按照报价由低到高的排序进行排序，并将报价最低者的序号设定为1，以形成申报队列；

步骤B2、先将序号为1的购电申报和售电申报进行组队，如果购电申报的报价小于售电申报的报价，则交易结束；如果购电申报的报价大于售电申报的报价，则可以成交，此时，若购电量大于等于售电量，则将售电量作为成交量，若购电量小于售电量，则将购电量作为成交量；

步骤B3、将步骤B2得到的成交信息保存至成交队列；

步骤B4、计算序号为1的购电申报的购电量减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，并计算序号为1的售电申报的售电量均减去成交量的值，如果该值小于或等于0，则将其从申报队列中删除，以完成申报队列的更新；

步骤B5、循环重复步骤B2至B4，直至申报队列为空。

4.根据权利要求1﹣3中任一项所述的一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

步骤C中，所述评价指标体系包括市场集中度指标HHI、市场供应-需求比指标、平均购电价格指标、平均发电煤耗指标、日价格方差指标、电价波动率指标。

5.根据权利要求1﹣3中任一项所述的一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

步骤C中，所述不同的交易方案通过改变复合特性和机组组合设计得到，所述敏感性分析是指通过改变煤价或盈利比例系数开展敏感性分析。

6.根据权利要求1﹣3中任一项所述的一种分散式电力现货市场交易模拟方法，其特征在于：

步骤A中，所述需求空间构建单元的构建方法为：先根据典型日实际电网用电和大用户直接交易计算年需求空间，再根据年需求空间计算日需求空间；

所述售电空间构建单元的构建方法为：先分别计算单个电厂的已发电量、受阻电量以及剩余开发电量，再结合日需求空间得到售电空间。