兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法

摘要

本发明涉及一种兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法。本发明构建模型符合我国的电力交易与调管理体制，能够满足不同市场运行场景的需要；该模型有效提高日前市场出清结果的可执行性，减少实时平衡机制的调整成本，提高日前市场和实时平衡两阶段的整体社会福利。

说明书

技术领域

本发明涉及一种兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法。

背景技术

全球的电力市场化改革兴起于20世纪90年代，经过三十多年的发展，欧洲、北美、澳大利亚、南美等许多国家或地区已经建立了相对完善的电力批发市场，尽管各个国家或地区的电力市场设计存在明显差异，但其共同特征是建立了分时定价的电力现货市场。2015年3月，我国开启了新一轮的电力体制改革，电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》提出在具备条件的地区开展电力现货市场试点，并将电力市场模式分为分散式和集中式两种。

分散式和集中式市场模式最大的区别在于，前者允许市场主体签订中长期的实物合同，偏离中长期实物合同的发用电需求自愿参与日前、日内等现货交易；而后者则要求市场主体必须全电量参与现货交易，中长期交易只允许签订差价合同、电力期货期权等金融性的合同。两种市场模式并没有绝对的优劣之分，需要根据各地区的电源结构、电网特点、市场结构、管理体制等因素进行选择。国内首批八个现货试点省份中，蒙西和福建选择采用分散式市场模式外，广东、浙江等其他省份选择采用集中式市场模式，各试点地区的现货市场目前仍处于模拟运行和规则完善阶段，尚未正式投入运行。

现货市场出清模型研究方面，目前国内外研究文献主要是基于传统的集中式市场模式现货出清模型，考虑风电、储能、电动汽车、需求响应、虚拟电厂等新兴市场主体的技术特点，对市场出清模型进行相应改进。关于分散式市场模式现货出清模型的研究较少，主要欧洲分散式市场的运行机制为主，现有关于分散式市场模式的研究文献没有考虑国外中长期实物合同交割方式与我国电力交易和调度管理体制的适应性及其对现货市场出清模型设计的影响。本申请在总结分析欧洲分散式市场模式特点和日前市场出清模型现状的基础上，根据我国电力交易和调度管理运行体制与欧洲的差异，设计了一种日前现货交易与中长期实物合同交割、电网阻塞管理联合优化的市场出清模型，并通过算例的对比分析，验证了本申请模型及机制的有效性。

发明内容

本发明的目的在于提供一种兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法，考虑机组爬坡和最大最小技术出力等机组运行约束，当机组的中长期实物合同不满足上述运行约束时，将按日前市场出清价被动购入或售出相应电力电量以满足约束；而对于风电、光伏等间歇性电源占比较高的电力系统，建立滚动交易的日内市场以促进可再生能源消纳，使得机组有机会主动参与日内交易以满足运行约束。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：一种兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法，包括如下步骤：

步骤S1、构建兼容中长期实物合同的日前市场出清模型，该模型以社会福利最大化为优化目标，可对日前市场的电能与旋转备用进行联合优化出清，目标函数的具体数学表达式如下：

式中：△t为时段间隔；T为时段总数；N

步骤S2、设置约束条件：

1)机组和负荷中标电力的上下限约束

式中：

2)机组上旋转备用中标容量的上下限约束

式中，

3)机组出力上下限约束

式中：

4)机组出力爬坡约束

式中，RU

5)启停机逻辑约束

当机组运行状态u

6)机组最小启停机时间约束

式中：e为t时段启停机约束校验的起始时段；G

7)需求侧灵活报价运行约束

T

8)系统电力平衡约束

9)系统旋转备用需求约束

式中：

10)网络传输约束

式中：

相较于现有技术，本发明具有以下有益效果：本发明构建模型符合我国的电力交易与调管理体制，能够满足不同市场运行场景的需要；该模型有效提高日前市场出清结果的可执行性，减少实时平衡机制的调整成本，提高日前市场和实时平衡两阶段的整体社会福利。

附图说明

图1为IEEE 30节点系统图。

图2为各场景下的日前市场SCUC优化结果。

图3为各场景下的发电侧各机组中标结果。

图4为各场景下的各节点边际出清价格。

图5为双节点示例系统。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明的技术方案进行具体说明。

本发明提供了一种兼容中长期实物合同的日前市场出清模型构建方法，包括如下步骤：

步骤S1、构建兼容中长期实物合同的日前市场出清模型，该模型以社会福利最大化为优化目标，可对日前市场的电能与旋转备用进行联合优化出清，目标函数的具体数学表达式如下：

式中：△t为时段间隔；T为时段总数；N

步骤S2、设置约束条件：

1)机组和负荷中标电力的上下限约束

式中：

2)机组上旋转备用中标容量的上下限约束

式中，

3)机组出力上下限约束

式中：

4)机组出力爬坡约束

式中，RU

5)启停机逻辑约束

当机组运行状态u

6)机组最小启停机时间约束

式中：e为t时段启停机约束校验的起始时段；G

8)需求侧灵活报价运行约束

T

8)系统电力平衡约束

9)系统旋转备用需求约束

式中：

10)网络传输约束

式中：

以下为本发明的具体实现过程。

1、兼容中长期实物合同的日前市场出清模型

1.1、报价及出清机制

本发明的日前市场出清模型考虑机组爬坡和最大最小技术出力等机组运行约束，当机组的中长期实物合同不满足上述运行约束时，将按日前市场出清价被动购入或售出相应电力电量以满足约束。对于风电、光伏等间歇性电源占比较高的电力系统，通常需要建立滚动交易的日内市场以促进可再生能源消纳，机组有机会主动参与日内交易以满足运行约束，此时在日前市场出清模型中可以不再考虑机组爬坡和最小技术出力的约束。

(1)机组自主决定启停机计划，日前市场出清优化仅涉及增量开机、不涉及停机

日前市场开市前，签有中长期实物合同的机组可自主选择在某些时段停机运行，不参与相应时段的出清优化，对应实物合同电量按日前市场出清价格购入；否则，市场出清系统默认签有实物合同的机组在各时段开机运行，参与日前市场出清优化。没有实物合同且处于停机状态的机组可申报启机报价及分段卖电报价，由市场出清模型决定其是否启机运行。

启机机组的实物合同位置在某些时段低于其最小出力时，市场出清系统自动将其实物合同位置调整为最小出力；相邻时段实物合同位置不满足机组爬坡约束时，市场出清系统自动将下一时段实物合同位置调整为满足最大爬坡约束；实物合同位置调整引起的偏差电量，按日前市场出清价格进行结算。

(2)实物合同位置作为日前市场出清的边界条件，开机机组需要同时申报反向交易报价

对于开机机组，其各时段实物合同位置由系统设为市场出清计算的边界条件，剩余发电容量可申报分段卖电报价；开机机组需要同时申报各时段反向交易报价(即买电报价)，报价容量不超过其相应时段实物合同位置与其最小技术出力之间的容量差值。签订实物合同的用户可自愿申报反向交易报价(即卖电报价)，报价容量不超过其相应时段的实物合同位置。

通过反向交易报价机制，发电侧可以实现低边际成本机组对高边际成本机组的替代发电，用户侧可以降低进入实时市场的偏差电量，而调度机构则可以实现电网的阻塞管理。

(3)引入需求侧灵活报价

与用户侧的反向交易报价不同，需求侧灵活报价只申报负荷可下调容量、价格和可调节时长，但并不指定具体投标时段，而是由日前市场出清模型根据社会福利最大化原则确定其最优中标时段。需求侧灵活报价可以满足可调节负荷参与日前市场的需要。

(4)设置市场供需平衡松弛变量

日前市场出清模型中，当自主开机的机组最小出力之和超过低谷某些时段的系统负荷需求时，引入市场供需平衡松弛变量保证模型求解。

日前市场出清后、实时市场运行前，由调度机构根据系统平衡需要决定是否购买停机服务，引起的费用可以从相应时段的日前市场电费结算盈余中支付，不足部分再由日前市场相应时段存在正偏差电量的机组和实时市场相应时段存在负偏差电量的用户按偏差电量占比共同承担。

1.2、目标函数

模型以社会福利最大化为优化目标，可以对日前市场的电能与旋转备用进行联合优化出清，目标函数的具体数学表达式如下：

式中：△t为时段间隔；T为时段总数；N

1.3、约束条件

1)机组和负荷中标电力的上下限约束

式中：

2)机组上旋转备用中标容量的上下限约束

式中，

3)机组出力上下限约束

式中：

4)机组出力爬坡约束

式中，RU

5)启停机逻辑约束

当机组运行状态u

6)机组最小启停机时间约束

式中：e为t时段启停机约束校验的起始时段；G

7)需求侧灵活报价运行约束

T

8)系统电力平衡约束

9)系统旋转备用需求约束

式中：

10)网络传输约束

式中：

2、算例仿真

为验证本发明机制及模型的有效性，采用图1所示的IEEE-30节点标准测试系统进行仿真分析，模型采用GAMS编程求解。各机组、各节点负荷24时段的中长期实物合同数据及日前市场报价数据详见附表。

日前市场的定价机制一般分为系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价三种，适用不同阻塞情况的电网结构。为便于分析，本发明算例不对电网模型进行简化，直接采用节点边际电价进行分析。

基于图1所示的仿真系统，对以下四种场景下的日前市场出清结果进行分析：(1)网络无输电容量约束，6台机组全部决定开机运行，即场景1。(2)网络无输电容量约束，机组5决定停机运行，即场景2。(3)网络存在输电容量约束，6台机组全部决定开机运行，即场景3。(4)网络存在输电容量约束，机组5决定停机运行，即场景4。

2.1、仿真结果

四种场景中各节点的负荷报价数据、开机机组的报价数据、双边合同数据、负荷预测数据等保持不变，各场景下的日前市场SCUC优化结果、发电侧各机组中标结果及各节点边际出清价格分别如图2、图3和图4所示。

如图4所示，场景1和场景2均无输电容量的约束，同一时段各节点之间的市场出清价格相同，实质上为系统边际电价。相比场景1，场景2中由于5号机组选择停机运行，机组5在各时段的双边合同电量需要由其他机组进行替代发电，导致部分时段(如时段7、时段11、时段14、时段19)的边际机组转移至更高报价的机组或容量区间，相应时段的市场出清价格要高于场景1。

场景1中，时段3和时段4的市场出清价格为日前市场最低限价-300元/MWh，这是由于场景1中六台机组均选择开机运行，开机机组在负荷低谷的时段3和时段4最小出力之和超过了系统负荷需求，模型求解引入了供需平衡松弛变量，市场出清价格默认设定为价格下限。而场景2中，由于机组5选择停机运行，系统负荷需求能满足开机机组最小运行出力的需要，时段3和时段4没有出现场景1中的负市场出清价。

场景3和场景4中的部分时段存在输电线路容量越限情况，受约束影响的节点市场出清价格出现差异，且价格高于场景1、场景2。此外，场景4下由于2号机组选择停机运行，导致部分时段边际机组转移至更高报价的机组或容量区间，相应时段部分节点的市场出清价格要高于场景3(例如，场景3中节点2在时段14的市场出清价格为240元/MWh，而在场景4的市场出清价格则为266.30元/MWh)。

2.2、结果分析

算例仿真表明，本发明日前市场模型能够满足不同运行场景的需要，实现基于机组运行约束的中长期实物合同调整、基于阻塞管理的中长期实物合同调整以及基于帕累托改进的发电权转让交易，具有很好的现实可行性和适应性。

(1)基于机组运行约束的中长期实物合同调整。以场景2中的时段4为例，六台机组的最小运行出力要求分别为50MW、20MW、15MW、10MW、10MW、12MW，各机组在时段4的双边合同电力分别为60MW、12MW、10MW、5MW、4MW、8MW。除机组1外，其他机组均无法满足最小运行出力需要。日前市场出清后，负荷侧中标净值12MW，机组5在时段4中标-4MW实现停机运行，机组2、机组3、机组4、机组6在时段4分别中标8MW、5MW、5MW、4MW满足最小出力运行，而机组1中标-6MW满足系统平衡需要。时段4的市场出清价格为180元/MW，为机组1在50MW至60MW容量段的反向交易报价，也即机组1的报价决定了市场出清价格，其他机组因运行约束而强制中标的电量只能作为价格接受者。

(2)基于帕累托改进的发电权转让交易。以场景2中的时段8为例，六台机组在时段4的双边合同电力分别为120MW、30MW、25MW、12MW、10MW、18MW，均能满足最小运行出力需要。其中，机组1在120MW-170MW、170-190MW、190MW-200MW容量区间的卖电报价分别为200元/MWh、230元/MWh、270元/MWh，机组2在20MW-30MW区间的买电报价为205元/MWh，机组3在15MW-25MW区间的买电报价为210元/MWh，机组4在10MW-12MW区间的买电报价为245元/MWh，机组6在12MW-18MW区间的买电报价为235元/MWh。机组2、机组3、机组4和机组6的买电报价高于机组1在第一段容量区间的卖电报价，在经济性上可以进行替代发电实现帕累托改进。日前市场出清后，负荷侧在时段8中标净值13MW，机组5中标-10MW实现停机运行，机组2标-9MW运行出力点降至21MW，机组3、机组4、机组6分别中标-10MW、-2MW、-6MW降至各自最小出力运行，而机组1中标50MW满足系统供需平衡，系统出清价格为205元/MWh。

(3)基于阻塞管理的中长期实物合同调整。当日前市场发生基于阻塞管理的实物合同调整时，系统必然处于线路传输受限的情形，市场出清出现节点电价。由于基于阻塞管理的实物合同调整与基于帕累托改进的发电权交易在日前市场出清优化时往往同时发生，因而在图1所示的多节点环网仿真系统中难以单独分析其机理，本发明采用如图5所示的双节点系统进行阐释，线路传输容量为100MW。

图5中，机组G1和机组G2与负荷L在T时段分别签订了120MW、60MW的双边实物合同。负荷L预测该时段的用电需求预测值为190MW，日前市场报买电报价10MW、300元/MWh；机组G1在日前市场的卖电报价为30MW(120MW-150MW区间)、250元/MWh，买电报价为70MW(50MW-120MW区间)、180元/MWh；机组G2在日前市场的卖电报价为40MW(60MW-100MW区间)、280元/MWh，买电报价为10MW(50MW-60MW区间)、220元/MWh。日前市场考虑线路输电约束出清后，G1中标-20MW，所在节点出清价格为180元/MWh；G2中标30MW，所在节点出清价格为280元/MWh，该时段的日前市场电费结算盈余为-2000元，即阻塞管理成本为2000元。

2.3、电费结算

日前市场出清后，中长期实物合同对应电力电量仍按照合同约定价格结算，中长期实物合同之外的电量按照日前市场形成的各时段节点边际电价进行结算。如表1所示，四种场景下日前市场的电费结算盈亏分别为3300元、0元、10983.67元、8995.54元。

表1日前市场电费结算

场景1中，由于时段3和时段4的拟开机机组最小出力之和超过了系统负荷需求，市场出清价格设为价格下限(-300元/MWh)，最小出力高于双边合同电力值的机组(机组2、机组3、机组4和机组5)，其溢出电量以负价格卖出，导致电费结算盈余为正值。

场景2中，机组5决定停机运行，各时段均能实现供需平衡，而且买卖双方均按系统边际电价进行结算，电费结算盈余为零。

场景3和场景4中，部分时段发生阻塞，节点之间存在价差，结算后产生阻塞盈余。场景3和场景4中的日前市场电费结算盈余包括因双边合同阻塞管理引起的成本，当阻塞管理成本较高时，会出现电费结算盈余为负的情形。

2.4、模型对比

以IEEE30系统为例，选取场景4，从市场出清结果和社会福利两方面对比分析本文模型与欧洲现行模型的差异。模型对比基于以下共同前提：(1)日前市场只开展电能量交易；(2)市场主体在两种模型中的报价策略保持不变；(3)负荷的实时用电需求与日前预测相同；(4)实时平衡机制以调整成本最小化为目标，按报价结算平衡服务电量。两种模型的出清结果分别见表2和表3，表中数据为24时段的累计数据，实时调整成本为实时平衡服务的结算资金亏空。

表2欧洲现行模型出清结果

表3本发明模型出清结果

如表2和表3所示，两种模型的市场出清结果存在较大差异。现行模型的日前市场中标电量主要由价格较低的机组1获得(中标1026MWh)；而本发明模型中，由于考虑了中长期实物合同交割对电网运行的影响，线路传输能力限制了机组1的中标电量(仅中标663.15MWh)，机组2和机组3的中标电量则相应增加。日前市场中标电量的不同，导致两种模型形成的日前发电计划也存在显著差异。当负荷侧实时用电需求与日前预测相同时，现行模型形成的日前发电计划在实时运行阶段需要购买较多的平衡服务以满足电网运行约束，而本发明模型形成的日前发电计划无需调用平衡服务。从最终实时发电量的角度，在市场主体报价策略一致的前提下，两种模型下各机组最终的实时发电量相差很小，引起差别的原因主要在于日前发电计划的不同导致了平衡服务报价的容量分段不完全一致。

表4社会福利比较

如表4所示，本发明日前市场模型中，报价较低的机组受电网运行约束的限制不一定能够完全中标，日前市场的社会福利小于欧洲现行模型。但是，在实时运行阶段，欧洲现行模型形成的日前发电计划产生了较高的调整成本，无论由发电侧还是用户侧承担这部分成本均会造成社会福利的损失。综合考虑日前和实时两阶段整体的社会福利，本发明模型要优于欧洲现行模型。

综上可见，本发明设计的日前市场出清模型，可以实现日前现货交易与中长期实物合同交割、电网阻塞管理的联合优化，与我国的电力交易与调管理体制具有良好的衔接性。多场景的仿真算例表明本文模型能够满足不同市场运行场景的需要，具有较强的可行性和灵活性。与欧洲分散式市场模式现行日前市场出清模型的算例对比表明，本发明模型能够有效提高日前市场出清结果的可执行性，减少实时平衡机制的调整成本，提高日前和实时两阶段整体的社会福利。需要强调的是，对于电网阻塞比较严重的地区，在组织中长期实物交易时应考虑关键的输电约束，降低日前市场的阻塞管理成本。

以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。