我國的電力市場改革自1985年拉開序幕，經歷了發電市場投資多元階段、“廠網分開，競價上網”階段，并于2009年6月批準了《華東電力市場跨省集中競價交易規則》，允許電力大用戶直接參與競價交易。2015年3月，我國中共中央國務院下發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見(中發[2015]9號)》，為進一步推進售電側改革、有序向社會資本放開售電業務，鼓勵組建6類售電主體。新電改方案出臺后，江蘇、深圳、山東和黑龍江等地成立了多家售電公司。有關售電公司參與電力市場、制定合理交易策略的問題成為了探討和研究的熱點。目前，售電公司的相關研究多為運營模式和批發市場購售電方案，有關在平衡市場的交易策略及風險規避問題研究較少。平衡市場交易在實際電力交易前1小時開始，是維護電力系統短期安全穩定運行的關鍵。售電公司主要通過平衡市場交易消除由于負荷預測誤差和用戶側負荷波動性造成的電量差額，但平衡市場的交易價格一般受負荷水平影響具有波動性和不確定性，若某時刻負荷出現高峰或低谷，電力資源就相應緊缺或充足，此時平衡市場電價也隨之升高或降低，甚至出現極端情況。因而售電公司在平衡市場交易電量面臨著電價劇烈波動可能導致的交易成本過高，收益減少甚至虧損的風險。如何既解決電量差額問題又規避市場風險、降低風險帶來的經濟損失，是售電公司亟待解決的問題。售電公司在平衡市場采用的傳統交易策略為直接市場交易，平衡資源的提供者多為發電側，交易收益由兩部分組成，一部分是直接向市場出售剩余電量所得收益，另一部分是從市場購買短缺電量再向用戶出售所得收益。本文將用戶側負荷作為可調用的平衡資源，引入可中斷負荷/電量收購和關鍵負荷電價兩類需求響應項目，利用需求響應項目與直接市場交易相互配合的優化策略，在惡劣市場價格時以調用需求響應項目負荷量代替直接市場交易，從而實現抵御市場風險，優化交易收益的目的。這一優化策略的實質是由售電公司和參與用戶共同分享風險管理的收益。

 

主要創新點

 

將用戶側負荷作為可調用的平衡資源，引入可中斷負荷/電量收購和關鍵負荷電價兩類需求響應項目;采用需求響應項目和直接市場交易相互配合的平衡交易策略，并以條件風險價值(CVaR)度量交易策略風險損失;利用雙層規劃思想，計及售電公司和用戶兩方利益，實現售電公司平衡市場交易收益優化，風險損失降低，以及用戶參與滿意度最大。

 

解決的問題和意義

 

本文針對售電公司在平衡市場面臨的電量差額和市場交易風險問題，提出了需求響應項目參與的平衡市場優化交易策略。將用戶側負荷作為可調用的平衡資源，引入可中斷負荷/電量收購和關鍵負荷電價兩類需求響應項目;采用條件風險價值度量交易策略風險損失;利用雙層規劃思想，分別以售電公司收益最大、風險損失和用戶參與需求響應項目的滿意度最大作為上層和下層目標，建立了基于隨機規劃的非線性優化交易策略模型。算例結果分析了風險偏好和市場電價波動程度對售電公司收益和風險損失的影響，對比證明了所提模型可顯著優化售電公司的收益并降低風險損失，實現售電公司與用戶的雙贏。本文工作將為售電公司制定平衡市場交易策略提供參考和指導。

 

后續研究內容

 

后續研究方向為計及市場份額和售電公司自發電機組的電力市場購售電策略。

 

主要圖表