燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法及设备

摘要

本申请涉及一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法及设备，本申请中，获取评估周期内待评估燃煤电厂的总上网电费，每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量，并进行累加；获取评估周期内待评估燃煤电厂的等效装机容量和交易综合成交价格。根据评估周期内待评估燃煤电厂的市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及地区市场化交易的平均小时数，判定待评估燃煤电厂是否通过评估。若待评估燃煤电厂未通过评估，则根据未通过评估的燃煤电厂的等效装机容量，计算评估周期内未通过评估的燃煤电厂的执行电量，以及评估周期内的全网激励费用和向参与评估的燃煤电厂分配的激励费用，并最终进行电费结算。

说明书

技术领域

本申请涉及数据处理技术领域，尤其涉及一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法及设备。

背景技术

随着电力体制改革的深入，我国构建了相对完善的中长期市场交易体系和售电市场竞争格局。2019年全国各电力交易中心组织开展各类交易电量合计28344亿千瓦时，中长期直接交易21771.4亿千瓦时，占全社会用电量的30.1％。按照《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294号)、《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》(发改运行〔2019〕144号)、《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》(发改运行〔2019〕1105号)等文件的陆续出台，各省进一步放开工商业电力交易的准入电压等级，中长期批发市场的规模将会进一步扩大。

同时，我国启动了八个电力现货市场试点建设工作，各省份依据地区电力系统网源结构、电网运行及负荷发展的差异采用了多样化的现货市场模式，并逐步启动了模拟试运行和连续结算试运行，进一步丰富了市场体系。

现阶段，国内大部分地区市场化交易以中长期大用户直接交易为主，由于市场放开程度、市场主体接受程度、市场环境等因素，造成了发电侧燃煤电厂参与电力市场化交易的积极程度不足、或局域不平衡现象。部分地区在发用双方市场化统筹时难以兼顾省内发用两侧市场量价与省间交易的衔接平衡关系，本地由于市场准入或零售市场参与积极性问题导致用户侧市场化程度较低、市场供给盈余；或由于发电侧燃煤电厂总市场化规模不足，省间低价电源市场空间占比较高，或本地部分发电集团的市场力因素，导致在市场中议价能力较低的火电机组部分电量难以成交或低于本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格成交；部分地区省间中长期交易规模受限，导致低价电源省区的发电侧市场优势难以得到利用。

为了贯彻落实优先发电市场化政策、促进市场健康有序发展，市场推出多类型的新能源替代、点对网省间市场化协议等交易品种，保障电厂优先发电量保量限价部分的落实，弥补中长期批发市场各类问题的影响。但由于价格缺乏一定的吸引力，同时燃煤电厂成本波动较大，对市场化交易价格敏感、交易策略缺乏、市场参与抵触心理等因素综合影响了燃煤电厂参与省内、省间交易的积极性，资源优化配置受到不同程度的限制。

当地区燃煤电厂市场化交易电量不足以支撑完成优先发电保量限价部分电量时，其将占用优先发电整体空间的保量限价未成交部分，进而压缩了该地区全网的基数计划电量空间，影响全网电厂的整体收益水平与优先发电量计划管理的公平性。

随着市场规模不断放开，市场化交易电量占优先发电的比重不断扩大，现阶段在市场机制尚未健全的电厂参与电力交易积极性不足问题将长期存在。

发明内容

为至少在一定程度上克服相关技术中存在的问题，本申请提供一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法及设备。

本申请的方案如下：

根据本申请实施例的第一方面，提供一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法，包括：

获取评估周期内待评估燃煤电厂的总上网电费和每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量，并将所述待评估燃煤电厂每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量进行累加；

获取评估周期内所述待评估燃煤电厂的等效装机容量和交易综合成交价格；

根据评估周期内所述待评估燃煤电厂的累加基数计划电量、累加优先发电量和累加市场化交易电量，统计评估周期内所述待评估燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量；

获取地区市场化交易电量，根据评估周期内所述待评估燃煤电厂的市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及所述地区市场化交易的平均小时数，判定所述待评估燃煤电厂是否通过评估；

若所述待评估燃煤电厂未通过评估，根据未通过评估的燃煤电厂的等效装机容量，市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及所述地区市场化交易的平均小时数，计算评估周期内所述未通过评估的燃煤电厂的执行电量；

获取评估周期内地区同类型机组市场化形成的平均购电价格，地区核定的统一结算执行价格和地区参与评估的燃煤电厂总数，根据评估周期内所述地区同类型机组市场化形成的平均购电价格，所述地区核定的统一结算执行价格，所述地区参与评估的燃煤电厂总数和所述未通过评估的燃煤电厂的执行电量，计算评估周期内的全网激励费用；

根据所述全网激励费用和所述参与评估的燃煤电厂在评估周期内累加的所述上网电费，计算评估周期内所述参与评估的燃煤电厂的激励费用；

根据评估周期内所述参与评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量、执行电量和激励费用，以及地区核定的统一结算执行价格，地区同类型机组市场化形成的平均购电价格对所述参与评估的燃煤电厂进行电费结算。

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述判定所述待评估燃煤电厂是否通过评估，具体包括：

若评估周期内所述待评估燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量大于零，同时所述待评估燃煤电厂的市场化交易电量的小时数小于所述地区市场化交易的平均小时数，则判定所述待评估燃煤电厂未通过评估。

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述判定所述待评估燃煤电厂是否通过评估，具体按照下式进行评估：

其中，D为评估周期；X

若X

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述计算评估周期内所述未通过评估的燃煤电厂的执行电量，具体包括：

在所述未通过评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量，所述未通过评估的燃煤电厂的市场化交易电量的小时数与所述地区市场化交易的平均小时数差额对应电量中，取较小值作为所述未通过评估的燃煤电厂的执行电量，具体按照下式进行计算：

X

其中，X

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述计算评估周期内的全网激励费用，具体包括：

所述评估周期内的全网激励费用具体按照下式进行计算：

其中，F

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述计算评估周期内所述参与评估的燃煤电厂的激励费用，具体包括：

评估周期内所述参与评估的燃煤电厂的激励费用具体按照下式进行计算：

其中，F

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述对所述参与评估的燃煤电厂进行电费结算，具体包括：

计算评估周期内所述参与评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量按照所述评估周期内地区同类型机组市场化形成的平均购电价格进行结算得到的费用M

其中，Q

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述对所述参与评估的燃煤电厂进行电费结算，具体还包括：

若Q

优选的，在本申请一种可实现的方式中，所述评估周期为整数个自然月对应的天数。

根据本申请实施例的第二方面，提供一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配设备，包括：

处理器和存储器；

所述处理器与存储器通过通信总线相连接：

其中，所述处理器，用于调用并执行所述存储器中存储的程序；

所述存储器，用于存储程序，所述程序至少用于执行以上任一项所述的一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法。

本申请提供的技术方案可以包括以下有益效果：本申请中，获取评估周期内待评估燃煤电厂的总上网电费，每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量，并进行累加；获取评估周期内待评估燃煤电厂的等效装机容量和交易综合成交价格。根据评估周期内待评估燃煤电厂的市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及地区市场化交易的平均小时数，判定待评估燃煤电厂是否通过评估。若待评估燃煤电厂未通过评估，则根据未通过评估的燃煤电厂的等效装机容量，计算评估周期内未通过评估的燃煤电厂的执行电量，以及评估周期内的全网激励费用和向参与评估的燃煤电厂分配的激励费用，并最终进行电费结算。本申请一方面兼顾了燃煤电厂实际获取不同交易品种电量的水平差异，合理激励燃煤电厂参与多种市场交易；另一方面，统筹激励费用的分配原则，确保公平公正。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。

图1是本申请一个实施例提供的一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法的流程示意图；

图2是本申请另一个实施例提供的一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配设备的结构示意图。

附图标记：处理器-21；存储器-22。

具体实施方式

这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。

一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法，参照图1，包括：

S11：获取评估周期内待评估燃煤电厂的总上网电费和每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量，并将待评估燃煤电厂每天的基数计划电量、优先发电量和市场化交易电量进行累加；

S12：获取评估周期内待评估燃煤电厂的等效装机容量和交易综合成交价格；

本实施例中的激励分配方法，考虑的因素主要包括：

燃煤电厂的基本信息，主要包括：燃煤电厂的等效装机容量、基数计划电量和优先发电量；

市场化交易数据，主要包括：燃煤电厂市场化交易电量、上网电费，交易综合成交价格。

优先发电量是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售的电力电量。优先发电量的确定一般是由各省政府相关部门与电网企业编制的优先发电计划确定的，主要包括电网安全和民生保障、资源利用保障、政策奖励保障等，会分配至电厂或场站。

基数计划电量，即非市场化发电部分，一般单独核定，包含市场化机组的政府定价电量与未进入市场的计划机组保量保价电量。本实施例中的燃煤电厂可以是市场化机组也可以是非市场化机组，其基数计划电量即其优先发电量的保量保价部分。

上网电费是电网营销部门统计的燃煤电厂月度电费值，可以直接调取。

市场化交易电量即燃煤电厂发电部分通过市场化交易落实的电量。

交易综合成交价格即燃煤电厂市场化交易电量的交易综合成交价格。

进行累加首先初始化日期，令初始计算天数i为1；

记录运行日i待评估燃煤电厂的基数计划电量、优先发电量、市场化交易电量和上网电费，记录后日期数i加1，开始下一天计算；

日期判定于统计，若计算日期i不足评估周期D，则重复步骤进行累加；若计算日期i等于评估周期D，则记录燃煤电厂等效装机容量，将记录的该待评估燃煤电厂D个运行日的以下数据进行累加：

待评估燃煤电厂基数计划电量；

待评估燃煤电厂优先发电量；

待评估燃煤电厂市场化交易电量；

待评估燃煤电厂上网电费。

评估周期为整数个自然月对应的天数，如评估周期为1月份，则评估周期为31天，评估周期为4月份，则评估周期为30天，评估周期为2月份，则评估周期为29天或28天，评估周期为4-6月份，则评估周期为91天。

S13：根据评估周期内待评估燃煤电厂的累加基数计划电量、累加优先发电量和累加市场化交易电量，统计评估周期内待评估燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量；

优先发电保量限价未成交部分电量是优先发电量中保量限价电量空间内未能通过市场交易合约的方式落实的电量部分。《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》中规定：优先发电的价格按照“保量保价”和“保量限价”相结合的方式形成，实行“保量保价”的优先发电计划电量由电网企业按照政府定价收购，实行“保量限价”的优先发电计划电量通过市场化方式形成价格。通过竞价招标方式确定上网电价的优先发电机组，按照招标形成的价格执行。市场化形成价格的优先发电，应积极通过参与本地电力市场确定交易价格；未能成交的部分，执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。

S14：获取地区市场化交易的平均小时数，根据评估周期内待评估燃煤电厂的市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及地区市场化交易的平均小时数，判定待评估燃煤电厂是否通过评估；

若评估周期内待评估燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量大于零，同时待评估燃煤电厂的市场化交易电量的小时数小于地区市场化交易的平均小时数，则判定待评估燃煤电厂未通过评估。

具体按照下式进行评估：

其中，D为评估周期；X

若X

S15：若待评估燃煤电厂未通过评估，根据未通过评估的燃煤电厂的等效装机容量、市场化交易电量和优先发电保量限价未成交部分电量，以及地区市场化交易的平均小时数，计算评估周期内未通过评估的燃煤电厂的执行电量；

具体包括：

在未通过评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量，未通过评估的燃煤电厂的市场化交易电量的小时数与地区市场化交易的平均小时数差额对应电量中，取较小值作为未通过评估的燃煤电厂的执行电量，未通过评估的燃煤电厂执行电量的计算与评估过程对应。

具体按照下式进行计算：

X

其中，X

本实施例中，在评估燃煤电厂与计算全网激励费用时都采用“小时数”作为依据，以小时数和等效容量计算相应的差值电量，而市场化交易电量是在逐日累加统计的数值，用以计算各燃煤电厂的交易电量的小时数与地区市场化交易的平均小时数。

S16：获取评估周期内地区同类型机组市场化形成的平均购电价格，地区核定的统一结算执行价格和地区参与评估的燃煤电厂总数，根据评估周期内地区同类型机组市场化形成的平均购电价格，地区核定的统一结算执行价格，地区参与评估的燃煤电厂总数和未通过评估的燃煤电厂的执行电量，计算评估周期内的全网激励费用；

具体包括：

评估周期内的全网激励费用具体按照下式进行计算：

其中，F

S17：根据全网激励费用和参与评估的燃煤电厂在评估周期内累加的上网电费，计算评估周期内参与评估的燃煤电厂的激励费用；

具体包括：

评估周期内参与评估的燃煤电厂的激励费用具体按照下式进行计算：

其中，F

S18：根据评估周期内参与评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量、执行电量和激励费用，以及地区核定的统一结算执行价格，地区同类型机组市场化形成的平均购电价格对参与评估的燃煤电厂进行电费结算。

对参与评估的燃煤电厂进行电费结算，具体包括：

计算评估周期内参与评估的燃煤电厂的优先发电保量限价未成交部分电量按照评估周期内地区同类型机组市场化形成的平均购电价格进行结算得到的费用M

其中，Q

若Q

举例说明：

如果评估周期为3个月，D为3个月的总天数，则在评估周期内，某电厂的优先发电保量限价未成交部分电量已经按地区同类型机组市场化形成的平均购电价格进行了结算，假设其总费用为M1

但是若由于各种原因导致Q

本实施例中的奖励机制对各地区市场放开程度、市场条件、市场环境、市场交易品种等方面进行了差异化考虑。燃煤电厂的市场化交易电量水平仅作为评估和执行电量的参数，与燃煤电厂获得的激励费用无关，各价格水平由市场竞争或核定形成，机制高效、公平，易于市场主体接受。根据此奖励机制，燃煤电厂应当主动服从调度指令，积极参与地区组织的各类电力交易品种，通过市场化交易的方式完成优先发电量保量限价部分，凸显电力市场化改革以及优先发购电量政策的实施效能，一方面为优先发电量的提供依据，利于优先发购电计划的制定公平性，另一方面有助于提升全网电厂的整体收益,减少市场争议，保障未来市场有序、高效运转。

一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配设备，参照图2，包括：

处理器21和存储器22；

处理器21与存储器22通过通信总线相连接：

其中，处理器21，用于调用并执行存储器22中存储的程序；

存储器22，用于存储程序，程序至少用于执行以上实施例中的一种燃煤电厂参与电力市场交易的激励分配方法。

可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。

需要说明的是，在本申请的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本申请的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。

流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本申请的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本申请的实施例所属技术领域的技术人员所理解。

应当理解，本申请的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(PGA)，现场可编程门阵列(FPGA)等。

本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。

此外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。

上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

尽管上面已经示出和描述了本申请的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本申请的限制，本领域的普通技术人员在本申请的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。