CN114298839A - 一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于电力技术领域，具体涉及一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，该方法包括：获取电力用户的报价数据；根据报价数据进行出清计算，得到出清结果；利用出清结果进行电力现货市场的交易结算。本申请提供的技术方案，提升了用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
Description
技术领域
本发明属于电力技术领域，具体涉及一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法。
背景技术
目前，在进行电力市场报价存在一些问题。一是用户侧尚未直接参与现货市场报量报价，无法充分发挥市场在电力资源优化配置中的决定性作用，用户侧参与电力现货市场的活跃性低；二是需求响应市场方面，需求响应市场机制未建立，交易品种，交易模式，交易流程等关系还未梳理清楚，市场化交易机制不完善，难以实现社会能源生态共建、清洁低碳共享、减碳成本共担；三是用户侧资源参与市场化激励价格机制不完善，难以引导用户优化用能方式，降低能耗水平，实现从降价到降量的转变。传统政策型需求响应补贴方式无法持续，电网企业资金有限、响应组织频次少，无法形成常态化机制，优化用能的效果有限。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法。
根据本申请实施例的第一方面，提供一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，所述方法包括：
获取电力用户的报价数据；
根据所述报价数据进行出清计算，得到出清结果；
利用所述出清结果进行电力现货市场的交易结算。
进一步的，所述根据所述报价数据进行出清计算，得到出清结果，包括：
基于日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型和日前电能量市场出清SCED模型，根据所述报价数据进行出清计算，得到一天内各个小时的电力用户日前市场的系统出清电价。
进一步的，按下式确定日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t为第i个机组在时段t的启动费用，Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
进一步的，所述日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统正备用容量约束、电力系统负备用容量约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、机组最小连续开停时间约束、机组最大启停次数约束、线路潮流约束和断面潮流约束。
进一步的，所述电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
所述电力系统正备用容量约束为：预设的所述电力系统正备用容量；
所述电力系统负备用容量约束为：
上式中，αi,t为第i个机组在时段t的最小出力的系数，
为第i个机组在时段t的最小出力，Rt为电力系统在时段t的负备用容量目标值；Dt为电力系统在时段t的总负荷；
所述电力系统旋转备用容量约束为：预设的所述电力系统旋转备用容量；
所述机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
所述机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
所述机组最小连续开停时间约束为：预设的机组最小连续开机时间和预设的机组最小停机时间；
所述机组最大启停次数约束为：在预设时间段内预设的机组开机次数和预设的机组停机次数；
所述线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
所述断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
进一步的，按下式确定日前电能量市场出清SCED模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
进一步的，所述日前电能量市场出清SCED模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、线路潮流约束和断面潮流约束；
所述电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
所述电力系统旋转备用容量约束为：预设的所述电力系统旋转备用容量；
所述机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
所述机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
所述线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
所述断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
进一步的，所述利用所述出清结果进行电力现货市场的交易结算，包括：
按下式确定电力用户现货市场电价P现货：
按下式确定用户结算电价P用户结算：
P用户结算＝P目录电价-(P燃煤标杆电价-P现货)
按下式确定用户结算费用R用户结算：
R用户结算＝P用户结算×Q用电量
上式中，t′∈[1,24]，t′的单位为小时，一天为24个小时；R现货为电力用户现货市场费用，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，P目录电价为用户目录电价，P燃煤标杆电价为燃煤标杆电价，Q用电量为用户实际用电量。
进一步的，按下式确定电力用户现货市场费用R现货：
R现货＝R日前+R实时+R中长期+R考核
上式中，R日前为电力用户日前市场电能量电费，R实时为电力用户实时市场偏差电费，R中长期为电力用户中长期市场偏差电费，R考核为电力用户实时市场的考核电费。
进一步的，按下式确定电力用户日前市场电能量电费R日前：
上式中，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场偏差电费R实时：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P实时,t′为在第t′小时电力用户实时偏差电价；
按下式确定电力用户中长期市场差价电费R中长期，计算公式如下：
上式中，P中长期合约电价为电力用户中长期合约电价，Q中长期,t′为在第t′小时电力用户中长期合同分时电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场的考核电费R考核，计算公式如下：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P考核,t′为在第t′小时电力用户的考核电费。
本发明采用以上技术方案，能够达到的有益效果包括：通过获取电力用户的报价数据，根据报价数据进行出清计算，得到出清结果，利用出清结果进行电力现货市场的交易结算，提升了用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据一示例性实施例示出的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法的流程图；
图2是根据一示例性实施例示出的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价装置的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本发明所保护的范围。
图1是根据一示例性实施例示出的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法的流程图，如图1所示，该方法可以但不限于用于终端中，包括以下步骤：
步骤101：获取电力用户的报价数据；
步骤102：根据报价数据进行出清计算，得到出清结果；
步骤103：利用出清结果进行电力现货市场的交易结算。
本发明实施例提供的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，通过获取电力用户的报价数据，根据报价数据进行出清计算，得到出清结果，利用出清结果进行电力现货市场的交易结算，提升了用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
一些实施例中，电力用户的报价数据为电力用户在电力市场交易中申报运行日对应到电价节点的电力需求量价曲线，即相应的电价节点上每小时内的“负荷-价格”关系曲线，电力用户申报的电力需求量价曲线需满足如下要求：
(1)每一段报价的起始负荷应等于上一段报价的结束负荷；
(2)随着电力负荷增加，每一段负荷需求的报价必须单调非递增；
(3)每小时内，各报价段长度不能低于该小时所申报的最大电力负荷需求的10％；
(4)每小时内的报价段数不超过3段；
(5)各段报价不可超过申报价格上限和价格下限限制。
可以理解的是，综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，设置市场申报价格上下限，由市场管理委员会提出建议，经能源监管机构和政府部门同意后执行，电力用户申报的电力需求量价曲线作为日前电能量市场出清计算的依据。
一些实施例中，电力用户的报价数据可以但不限于包括：电力用户在时段各个的中标负荷和电力用户在各个时段的购电费用等。
进一步的，步骤102根据报价数据进行出清计算，得到出清结果，包括：
基于日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型和日前电能量市场出清SCED模型，根据报价数据进行出清计算，得到一天内各个小时的电力用户日前市场的系统出清电价。
需要说明的是，进行电力现货市场出清计算时，以发电成本最小化为目标，根据机组报价，出清优化形成一天内各个小时的电力用户日前市场的系统出清电价、电力用户分时出清电量和机组分时出清电量。
一些实施例中，在进行第一次出清计算后，按照本发明实施例中的步骤102的方法进行二次出清计算，但进行二次出清计算时，按照现有燃煤火电基数电量的10％进行二次现货市场出清，出清优化形成系统统一边际电价和机组分时出清电量。电网公司的调度机构会根据第二次出清结果做发电计划。
进一步的，步骤102包括：
按下式确定日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t为第i个机组在时段t的启动费用，Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
需要说明的是，U为按发电节点申报的参与日前电能量市场的用户总数量。
一些实施例中，T为96，即每天分为96个时段，每个时段为15分钟。
可以理解的是，“用户u在时段t的中标负荷Du,t”和“用户u在时段t的购电费用Bu,t(Du,t)”是在用户报价数据中得到的。
进一步的，日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统正备用容量约束、电力系统负备用容量约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、机组最小连续开停时间约束、机组最大启停次数约束、线路潮流约束和断面潮流约束。
具体的，电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷。
需要说明的是，第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷Dk,t是预先获取的，并且获取“第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷”的方式，是本领域技术人员所熟知的，因此，其具体实现方式不做过多描述。
具体的，电力系统正备用容量约束为：预设的电力系统正备用容量。
需要说明的是，在确保电力系统功率平衡的前提下，为了防止电力系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的电力系统供需不平衡波动，一般整个电力系统需要留有一定的容量备用。
例如，假设电力系统负荷为1000MW，为保证电力系统供需平衡，供给侧需预留5％的容量备用，即50MW正备用容量。
具体的，电力系统负备用容量约束可以描述为：
上式中，αi,t为第i个机组在时段t的最小出力的系数，
为第i个机组在时段t的最小出力，Rt为电力系统在时段t的负备用容量目标值；Dt为电力系统在时段t的总负荷。
一些实施例中，假设电力系统负荷为1000MW，为保证电力系统供需平衡，供给侧需预留5％的负容量备用，即50MW负备用容量。
具体的，电力系统旋转备用容量约束为：预设的电力系统旋转备用容量。
需要说明的是，各个时段机组出力的上调能力总和与下调能力总和需满足实际运行的上调、下调旋转备用要求。
例如，假设电力系统负荷为1000MW，为保证电力系统上调、下调能力，供给侧需预留2％的旋转容量备用，即20MW旋转备用容量。
具体的，机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限。
例如，假设机组最大容量为1000MW，最小技术出力为500MW，则机组的实时发电量应大于500MW且小于1000MW，即机组的出力上下限约束本质为机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内。
具体的，机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率。
例如，假设机组爬坡速率为10MW/分钟，机组的上爬坡速率或下爬坡速率均需小于10MW/分钟，即机组爬坡约束本质为：机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。
具体的，机组最小连续开停时间约束为：预设的机组最小连续开机时间和预设的机组最小停机时间。
需要说明的是，由于火电机组的物理属性及实际运行需要，要求火电机组满足最小连续开机/停机时间。
例如，假设火电机组的最小连续开机时间为48小时，最小连续停机时间为48小时；火电机组开启后，必须连续运行最小48小时后，才能选择停机；火电机组停机后，必须连续停止最小48小时候，才能选择开机。
具体的，机组最大启停次数约束为：在预设时间段内预设的机组开机次数和预设的机组停机次数。
需要说明的是，由于火电机组的物理属性及实际运行需要，要求火电机组在单位时间内最多可以停止多少次。
例如，假设火电机组24小时内最大启停次数为1次，则火电机组在24小时内最多可以开机1次，停机1次。
具体的，线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值。
需要说明的是，为了保障电网安全稳定运行，线路潮流需小于线路额定容量值。
例如，假设线路A的额定容量为100MW，为保障电网安全稳定运行，线路实际潮流需小于100MW。
具体的，断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
需要说明的是，为了保证电网安全稳定运行，断面潮流需小于断面额定功率值。
例如，假设断面A的额定功率为1000MW，为保障电网安全稳定运行，断面实际功率需小于1000MW。
考虑关键断面的潮流约束、机组出力、机组运行费用、机组启动费用、售电公司及批发用户中标负荷、售电公司及批发用户购电费用等，进一步的，步骤102包括：
按下式确定日前电能量市场出清SCED模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
进一步的，日前电能量市场出清SCED模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、线路潮流约束和断面潮流约束；
具体的，电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷。
需要说明的是，第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷Dk,t是预先获取的，并且获取“第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷”的方式，是本领域技术人员所熟知的，因此，其具体实现方式不做过多描述。
具体的，电力系统旋转备用容量约束为：预设的电力系统旋转备用容量。
需要说明的是，各个时段机组出力的上调能力总和与下调能力总和需满足实际运行的上调、下调旋转备用要求。
例如，假设电力系统负荷为1000MW，为保证电力系统上调、下调能力，供给侧需预留2％的旋转容量备用，即20MW旋转备用容量。
具体的，机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限。
例如，假设机组最大容量为1000MW，最小技术出力为500MW，则机组的实时发电量应大于500MW且小于1000MW，即机组的出力上下限约束本质为机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内。
具体的，机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率。
例如，假设机组爬坡速率为10MW/分钟，机组的上爬坡速率或下爬坡速率均需小于10MW/分钟，即机组爬坡约束本质为：机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。
具体的，线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值。
需要说明的是，为了保障电网安全稳定运行，线路潮流需小于线路额定容量值。
例如，假设线路A的额定容量为100MW，为保障电网安全稳定运行，线路实际潮流需小于100MW。
具体的，断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
需要说明的是，为了保证电网安全稳定运行，断面潮流需小于断面额定功率值。
例如，假设断面A的额定功率为1000MW，为保障电网安全稳定运行，断面实际功率需小于1000MW。
一些实施例中，进行实时偏差计算时，若电力用户的分时出清电量>电力用户实际用电量，则按电力用户实际用电量结算；
若电力用户的分时出清电量<电力用户实际用电量≤电力用户的分时出清电量×110％，则电力用户超过分时出清电量部分，按照电力用户中长期合约价格结算；
若电力用户的分时出清电量×110％≤电力用户实际用电量，则电力用户超过分时出清电量且小于110％部分，按照电力用户中长期合约价格结算，电力用户超过分时出清电量110％的部分，按照电力用户目录电价结算；
用户侧用电偏差费用按电厂上网电量等比例返还或分摊。
一些实施例中，进行用户考核时，若电力用户的分时出清电量×90％≥电力用户实际用电量，则电力用户的分时出清电量×90％与电力用户实际用电量的差值，按照电量差值×考核费用，给与考核，考核费用由电力调度机构和交易机构协商决定；
若电力用户的分时出清电量×90％<电力用户实际用电量≤电力用户的分时出清电量，电力用户的电量偏差不予考核；
用户侧考核费用按电厂上网电量等比例返还。
电力用户参与电力现货市场结算采用“价差转换”的方式，电力用户在现货市场的费用为绝对电能量价格，以各个地区的燃煤标杆电价为依据，计算各个地区的燃煤标杆电价与现货市场电价的差值，然后以用户目录电价减去差值，得到用户的结算电价，根据用户结算电价与实际用电量，计算用户结算费用。进一步的，步骤103利用出清结果进行电力现货市场的交易结算，包括：
按下式确定电力用户现货市场电价P现货：
按下式确定用户结算电价P用户结算：
P用户结算＝P目录电价-(P燃煤标杆电价-P现货)
按下式确定用户结算费用R用户结算：
R用户结算＝P用户结算×Q用电量
上式中，t′∈[1,24]，t′的单位为小时，一天为24个小时；R现货为电力用户现货市场费用，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，P目录电价为用户目录电价，P燃煤标杆电价为燃煤标杆电价，Q用电量为用户实际用电量。
进一步的，按下式确定电力用户现货市场费用R现货：
R现货＝R日前+R实时+R中长期+R考核
上式中，R日前为电力用户日前市场电能量电费，R实时为电力用户实时市场偏差电费，R中长期为电力用户中长期市场偏差电费，R考核为电力用户实时市场的考核电费。
进一步的，按下式确定电力用户日前市场电能量电费R日前：
上式中，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场偏差电费R实时：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P实时,t′为在第t′小时电力用户实时偏差电价；
按下式确定电力用户中长期市场差价电费R中长期，计算公式如下：
上式中，P中长期合约电价为电力用户中长期合约电价，Q中长期,t′为在第t′小时电力用户中长期合同分时电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场的考核电费R考核，计算公式如下：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P考核,t′为在第t′小时电力用户的考核电费。
需要说明的是，为探索用户侧参与现货市场，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，本发明实施例以建设具有中国特色、世界领先的电力现货市场，充分发挥市场在电力资源优化配置中的决定性作用，提升用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
本发明实施例提供的一种市场化电力用户参与电力通过第一点，构建电力用户参与日前电力现货市场报价报量；第二点，提出中长期市场金融合约与物理合约并存的混合式模式；第三点，提出以日前电能量市场引导电力用户削峰填谷；第四点，以建立电力市场“1+1+3”高效精准电费结算体系的电力现货市场为目标，建设用户侧参与福建电力现货市场模拟机制。
电力市场“1+1+3”为：电力市场的“一天清分、一天结算、三天回收”的高效电费结算体系，电力市场“1+1+3”高效电费结算体系，是指市场化用户在抄表当天完成抄表数据复核、交易电量计算、交易电量清分、清分结果确认等工作，抄表次日完成市场化用户的电费核算和发行工作、在三天内基本实现电费回收的电费结算流程，进一步提高了电力市场交易电费结算能力，优化交易电费结算服务流程，为各类市场主体提供优质、公平、高效、便捷的结算服务，是当前市场化用户“当月精准结算”的自然发展和必然提升。
本发明实施例提供的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，通过获取电力用户的报价数据，根据报价数据进行出清计算，得到出清结果，利用出清结果进行电力现货市场的交易结算，提升了用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
为配合实现上述市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，本发明实施例提供一种市场化电力用户参与电力现货市场报价装置，参照图2，该装置包括：
获取模块，用于获取电力用户的报价数据；
出清模块，用于根据报价数据进行出清计算，得到出清结果；
交易结算模块，用于利用出清结果进行电力现货市场的交易结算。
进一步的，出清模块，具体用于：
基于日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型和日前电能量市场出清SCED模型，根据报价数据进行出清计算，得到一天内各个小时的电力用户日前市场的系统出清电价。
进一步的，出清模块，包括：
第一确定子模块，用于按下式确定日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t为第i个机组在时段t的启动费用，Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
进一步的，日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统正备用容量约束、电力系统负备用容量约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、机组最小连续开停时间约束、机组最大启停次数约束、线路潮流约束和断面潮流约束。
进一步的，电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
电力系统正备用容量约束为：预设的电力系统正备用容量；
电力系统负备用容量约束为：
上式中，αi,t为第i个机组在时段t的最小出力的系数，
为第i个机组在时段t的最小出力，Rt为电力系统在时段t的负备用容量目标值；Dt为电力系统在时段t的总负荷；
电力系统旋转备用容量约束为：预设的电力系统旋转备用容量；
机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
机组最小连续开停时间约束为：预设的机组最小连续开机时间和预设的机组最小停机时间；
机组最大启停次数约束为：在预设时间段内预设的机组开机次数和预设的机组停机次数；
线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
进一步的，出清模块，还包括：
第二确定子模块，用于按下式确定日前电能量市场出清SCED模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
进一步的，日前电能量市场出清SCED模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、线路潮流约束和断面潮流约束；
电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
电力系统旋转备用容量约束为：预设的电力系统旋转备用容量；
机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
进一步的，交易结算模块，具体用于：
按下式确定电力用户现货市场电价P现货：
按下式确定用户结算电价P用户结算：
P用户结算＝P目录电价-(P燃煤标杆电价-P现货)
按下式确定用户结算费用R用户结算：
R用户结算＝P用户结算×Q用电量
上式中，t′∈[1,24]，t′的单位为小时，一天为24个小时；R现货为电力用户现货市场费用，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，P目录电价为用户目录电价，P燃煤标杆电价为燃煤标杆电价，Q用电量为用户实际用电量。
进一步的，按下式确定电力用户现货市场费用R现货：
R现货＝R日前+R实时+R中长期+R考核
上式中，R日前为电力用户日前市场电能量电费，R实时为电力用户实时市场偏差电费，R中长期为电力用户中长期市场偏差电费，R考核为电力用户实时市场的考核电费。
进一步的，按下式确定电力用户日前市场电能量电费R日前：
上式中，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场偏差电费R实时：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P实时,t′为在第t′小时电力用户实时偏差电价；
按下式确定电力用户中长期市场差价电费R中长期，计算公式如下：
上式中，P中长期合约电价为电力用户中长期合约电价，Q中长期,t′为在第t′小时电力用户中长期合同分时电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场的考核电费R考核，计算公式如下：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P考核,t′为在第t′小时电力用户的考核电费。
本发明实施例提供的一种市场化电力用户参与电力现货市场报价装置，通过获取模块获取电力用户的报价数据，出清模块根据报价数据进行出清计算，得到出清结果，交易结算模块利用出清结果进行电力现货市场的交易结算，提升了用户侧参与电力现货市场的活跃性，构建中长期金融合约与物理合约并存的混合式电力市场，以市场化方式引导电力用户优化用电计划，降低用户用电成本。
可以理解的是，上述提供的装置实施例与上述的方法实施例对应，相应的具体内容可以相互参考，在此不再赘述。
本发明实施例还提供一种可读存储介质，其上存储有可执行程序，该可执行程序被处理器执行时实现上述实施例中市场化电力用户参与电力现货市场报价方法的步骤。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器和光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令方法的制造品，该指令方法实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种市场化电力用户参与电力现货市场报价方法，其特征在于，所述方法包括：
获取电力用户的报价数据；
根据所述报价数据进行出清计算，得到出清结果；
利用所述出清结果进行电力现货市场的交易结算。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述报价数据进行出清计算，得到出清结果，包括：
基于日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型和日前电能量市场出清SCED模型，根据所述报价数据进行出清计算，得到一天内各个小时的电力用户日前市场的系统出清电价。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，按下式确定日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t为第i个机组在时段t的启动费用，Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述日前电能量市场出清长周期机组组合SCUC模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统正备用容量约束、电力系统负备用容量约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、机组最小连续开停时间约束、机组最大启停次数约束、线路潮流约束和断面潮流约束。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
所述电力系统正备用容量约束为：预设的所述电力系统正备用容量；
所述电力系统负备用容量约束为：
上式中，αi,t为第i个机组在时段t的最小出力的系数，
为第i个机组在时段t的最小出力，Rt为电力系统在时段t的负备用容量目标值；Dt为电力系统在时段t的总负荷；
所述电力系统旋转备用容量约束为：预设的所述电力系统旋转备用容量；
所述机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
所述机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
所述机组最小连续开停时间约束为：预设的机组最小连续开机时间和预设的机组最小停机时间；
所述机组最大启停次数约束为：在预设时间段内预设的机组开机次数和预设的机组停机次数；
所述线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
所述断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，按下式确定日前电能量市场出清SCED模型的目标函数：
上式中，u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；t∈[1,T]，T为每日的总时段数；i∈[1,N]，N为机组的总台数；l∈[1,NL]，NL为线路的总数量；s∈[1,NS]，NS为断面的总数量；Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Bu,t(Du,t)为用户u在时段t的购电费用；Ci,t(Pi,t)为第i个机组在时段t的运行费用，Pi,t为第i个机组在时段t的出力，M为网络潮流约束松弛罚因子，
为线路l的正向潮流松弛变量，
为线路l的反向潮流松弛变量，
为断面s的正向潮流松弛变量，
为断面s的反向潮流松弛变量。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述日前电能量市场出清SCED模型的目标函数的约束条件包括：电力系统负荷平衡约束、电力系统旋转备用约束、机组出力上下限约束、机组爬坡约束、线路潮流约束和断面潮流约束；
所述电力系统负荷平衡约束为：
上式中，j∈[1,NT]，NT为联络线的总数量；k∈[1,K]，K为发电节点的总数量；u∈[1,U]，U为参与日前电能量市场的用户总数量，其中，所述参与日前电能量市场的用户为参与日前电能量市场的售电公司和/或批发用户；Pi,t为第i个机组在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，Du,t为用户u在时段t的中标负荷，Dk,t为第k个发电节点在时段t的非市场用户的预测负荷；
所述电力系统旋转备用容量约束为：预设的所述电力系统旋转备用容量；
所述机组出力上下限约束为：预设的机组出力上限和预设的机组出力下限；
所述机组爬坡约束为：预设的机组爬坡速率；
所述线路潮流约束为：线路实际潮流小于线路的额定容量值；
所述断面潮流约束为：断面实际潮流小于断面的额定功率值。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述利用所述出清结果进行电力现货市场的交易结算，包括：
按下式确定电力用户现货市场电价P现货：
按下式确定用户结算电价P用户结算：
P用户结算＝P目录电价-(P燃煤标杆电价-P现货)
按下式确定用户结算费用R用户结算：
R用户结算＝P用户结算×Q用电量
上式中，t′∈[1,24]，t′的单位为小时，一天为24个小时；R现货为电力用户现货市场费用，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，P目录电价为用户目录电价，P燃煤标杆电价为燃煤标杆电价，Q用电量为用户实际用电量。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，按下式确定电力用户现货市场费用R现货：
R现货＝R日前+R实时+R中长期+R考核
上式中，R日前为电力用户日前市场电能量电费，R实时为电力用户实时市场偏差电费，R中长期为电力用户中长期市场偏差电费，R考核为电力用户实时市场的考核电费。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，按下式确定电力用户日前市场电能量电费R日前：
上式中，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场偏差电费R实时：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P实时,t′为在第t′小时电力用户实时偏差电价；
按下式确定电力用户中长期市场差价电费R中长期，计算公式如下：
上式中，P中长期合约电价为电力用户中长期合约电价，Q中长期,t′为在第t′小时电力用户中长期合同分时电量，P日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电价；
按下式确定电力用户实时市场的考核电费R考核，计算公式如下：
上式中，Q实时,t′为在第t′小时电力用户的实际用电量，Q日前,t′为在第t′小时电力用户日前市场的系统出清电量，P考核,t′为在第t′小时电力用户的考核电费。
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN117350821A (zh) * | 2023-12-01 | 2024-01-05 | 国网安徽省电力有限公司经济技术研究院 | 考虑绿电和电能量市场联合运营的发用侧主体报量报价方法 |
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| CN110555590A (zh) * | 2019-07-31 | 2019-12-10 | 云南电网有限责任公司 | 流域梯级上下游电站参与电力现货市场二次出清方法 |
| CN112446540A (zh) * | 2020-11-25 | 2021-03-05 | 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 | 一种电力现货市场出清结算优化方法和装置 |
| CN113609439A (zh) * | 2021-06-17 | 2021-11-05 | 国电南瑞南京控制系统有限公司 | 一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置 |
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Legal Events
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|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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