多级电力市场交易机制和流程研究
1.1 电力市场基本概况
电力市场分为现货市场、中长期市场和辅助服务市场。现货市场交易即时或短期电力，价格由供求关系决定；中长期市场涉及数月到数年的电力合同，交易量大；辅助服务市场提供调频、调峰等维持系统稳定的电力。
1.2 市场交易架构及整体流程
电力现货市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构，以中长期市场为基础，现货市场为补充。现货市场交易包括日前市场和实时市场，日前市场确定次日电力平衡，实时市场反映短期资源稀缺程度。
1.3 中长期交易市场模型
- 双边协商市场：发电企业和购电企业多对多协商，价格根据自身情况调整。
- 集中竞价市场：发电企业申报电量，购电企业集中竞价，采用统一出清方法。
1.4 现货交易市场模型
现货市场出清模型包括安全约束机组组合和安全约束经济调度，价格由边际出清价格决定，目标函数为社会福利最大化。
1.5 辅助服务市场模型
火电机组调峰分为基本调峰、不投油调峰和投油调峰三个阶段，不同阶段报价不同。
2. 考虑长短期时间尺度融合的中长期和现货联合交易方案决策
2.1 电力负荷预测分类
电力负荷预测分为超短期、短期、中期和长期负荷，中长期负荷预测是重点。
2.2 基于聚类的不同季节负荷划分
采用K-means聚类和CART决策树模型，以候温为特征量划分季节性负荷。
2.3 基于CSO优化的ORELM季节性负荷预测模型
通过余弦相似度聚类、CART算法建树和分段处理，建立CSO优化的ORELM模型进行负荷预测。
2.4 中长期曲线分解与偏差考核
市场主体自主提出分解曲线，常用分解曲线包括年度、月度和周曲线。偏差考核通过量价差额结算规则进行。
2.5 中长期和现货联合交易方案决策
- 联合交易策略优化：分析不同中长期电能量交易比例下的联合交易策略。
- 电价不确定性模拟：考虑最佳、平均和最差三种现货电价情景，预测偏差率分别为5%、10%和15%。
- 结果分析：策略三（中长期市场交易89.3%，现货市场交易10.7%）效果最优，降低成本5.29%-5.79%。
3. 面向用户的现货-辅助服务市场联合交易决策
3.1 多市场交易方式及关键性问题
用户参与市场分为三个阶段：中长期交易、日前决策和日中调控。
3.2 多市场联合优化不确定性及处理方法
不确定性包括源荷供需不确定性、现货市场交易价格不确定性和调峰市场不确定性，需采取差异化应对措施。
3.3 基于风险-机会联合决策的多市场交易框架
构建IDGT风险-机会融合的多市场联合交易优化架构，提出面向调峰市场空间和系统运行成本的max-min模型。
3.4 多市场联合不确定性优化模型
通过双目标求解实现max-min问题求解，目标包括运行成本和调峰能力。
3.5 现货-辅助服务联合优化决策
调峰能力与成本互斥，调峰能力在43715.66kWh时成本最低，机会收益提升盈利空间59.57%。
4. 源侧机组中长期、现货、辅助服务联合交易决策
4.1 源侧机组参与现货市场的技术特征识别
分析调峰、调频、备用等交易品类对机组的调节方式，构建机组调节的技术特性识别技术。
4.2 考虑不同调节方式下燃煤机组多维表征模型提取技术
构建调节方案库，建立机组不同负载水平下的效率提升关系，提取能耗、经济、碳排表征模型。
4.3 考虑长短期交易协同的多市场组合交易决策优化技术
分析长短期交易价格和机组可调特性，构建计及长短期组合收益的资源分配方法。
4.4 面向多市场融合的市场-机组混合决策优化技术
分析不同机组在不同响应速度、调节容量下的表征差异，研究多层次市场交易的联合收益量化模型，构建多市场-多机组混合决策优化技术。
