售电公司平衡市场优化交易策略研究

 

我国的电力市场改革自1985年拉开序幕，经历了发电市场投资多元阶段、“厂网分开，竞价上网”阶段，并于2009年6月批准了《华东电力市场跨省集中竞价交易规则》，允许电力大用户直接参与竞价交易。2015年3月，我国中共中央国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》，为进一步推进售电侧改革、有序向社会资本放开售电业务，鼓励组建6类售电主体。新电改方案出台后，江苏、深圳、山东和黑龙江等地成立了多家售电公司。有关售电公司参与电力市场、制定合理交易策略的问题成为了探讨和研究的热点。目前，售电公司的相关研究多为运营模式和批发市场购售电方案，有关在平衡市场的交易策略及风险规避问题研究较少。平衡市场交易在实际电力交易前1小时开始，是维护电力系统短期安全稳定运行的关键。售电公司主要通过平衡市场交易消除由于负荷预测误差和用户侧负荷波动性造成的电量差额，但平衡市场的交易价格一般受负荷水平影响具有波动性和不确定性，若某时刻负荷出现高峰或低谷，电力资源就相应紧缺或充足，此时平衡市场电价也随之升高或降低，甚至出现极端情况。因而售电公司在平衡市场交易电量面临着电价剧烈波动可能导致的交易成本过高，收益减少甚至亏损的风险。如何既解决电量差额问题又规避市场风险、降低风险带来的经济损失，是售电公司亟待解决的问题。售电公司在平衡市场采用的传统交易策略为直接市场交易，平衡资源的提供者多为发电侧，交易收益由两部分组成，一部分是直接向市场出售剩余电量所得收益，另一部分是从市场购买短缺电量再向用户出售所得收益。本文将用户侧负荷作为可调用的平衡资源，引入可中断负荷/电量收购和关键负荷电价两类需求响应项目，利用需求响应项目与直接市场交易相互配合的优化策略，在恶劣市场价格时以调用需求响应项目负荷量代替直接市场交易，从而实现抵御市场风险，优化交易收益的目的。这一优化策略的实质是由售电公司和参与用户共同分享风险管理的收益。

 

主要创新点

 

将用户侧负荷作为可调用的平衡资源，引入可中断负荷/电量收购和关键负荷电价两类需求响应项目;采用需求响应项目和直接市场交易相互配合的平衡交易策略，并以条件风险价值(CVaR)度量交易策略风险损失;利用双层规划思想，计及售电公司和用户两方利益，实现售电公司平衡市场交易收益优化，风险损失降低，以及用户参与满意度最大。

 

解决的问题和意义

 

本文针对售电公司在平衡市场面临的电量差额和市场交易风险问题，提出了需求响应项目参与的平衡市场优化交易策略。将用户侧负荷作为可调用的平衡资源，引入可中断负荷/电量收购和关键负荷电价两类需求响应项目;采用条件风险价值度量交易策略风险损失;利用双层规划思想，分别以售电公司收益最大、风险损失和用户参与需求响应项目的满意度最大作为上层和下层目标，建立了基于随机规划的非线性优化交易策略模型。算例结果分析了风险偏好和市场电价波动程度对售电公司收益和风险损失的影响，对比证明了所提模型可显著优化售电公司的收益并降低风险损失，实现售电公司与用户的双赢。本文工作将为售电公司制定平衡市场交易策略提供参考和指导。

 

后续研究内容

 

后续研究方向为计及市场份额和售电公司自发电机组的电力市场购售电策略。

 

主要图表