王永利
华北电力大学能源互联网研究中心
01多市场联合交易理论概述
02综合能源系统“中长期+现货”交易决策
目录
03综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
04综合能源系统内部多主体交易理论研究
一、多市场联合交易理论概述
一、多市场联合交易概述
1.1电力市场发展概要
随着全国电力现货市场步入常态化结算试运行阶段，我国已形成贯穿“中长期-现货-辅助服务“多时间尺度协同出清的复杂市场格局。电力市场交易以中长期市场为基础，现货市场为补充，以辅助服务市场解决电力平衡问题。在此时空耦合的复杂市场环境下，综合能源系统等新型用能主体，巫须突破传统单一市场的交易路径，向跨市场联合优化与全局价值协同的交易决策体系演进。
一、多市场联合交易概述
1.2 中长期市场交易
根据交易方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等
集中竞价
双边协商
集中竞价交易在交易平台集中组织开展，由市场主体申报交易意向，交易平台自动摄合匹配成交，采用常用分解曲线,
双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易合约周期、合约电量、交易价格、分解曲线要素，通过交易平台签订合同，经相关方确认和交易校核后生效。
滚动摄合
滚动摄合交易在购售双方之间开展，无需进行曲线分解。购电方和售电方双方各自报价，高低匹配,
挂牌交易在交易平台集中组织开展，采用挂牌摘牌的方式成交，成交价为挂牌价。
多市场联合交易概述
1.3现货市场交易
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。现货市场交易包括日前市场和实时市场，日前市场是现货市场最主要的交易平台，提前一天时间确定第二天电力电量的平衡。实时市场是在实际运行前两个小时组织，以15分钟为间隔滚动出清未来15分钟至2小时的电价和发电计划，反映市场超短期的资源稀缺与系统堵塞程度。
在日前市场中，正S以“报量报价”的方式全时段参与日前现货出清形成用电计划；日内应严格执行日前现货市场出清形成的用电计划曲线，作为实时现货市场的边界条件。
实时市场出清阶段，调度中心根据最新的电力负荷预测、联络线计划和系统约束条件等，以发电成本最小为目标进行出清
一、多市场联合交易概述
1.4 辅助服务市场交易
电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质有功控制服务量，除正常电能生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰辅助服务无功控调频、备用、爬坡、黑启动等服务。当前辅助服务市场包含有功控市场制服务制服务、无功控制服务、事故处置类服务。但受发展现状与市场机事故处置制建设所限，自前我国智能微电网类经营主体主要参与调峰市场和类服务调频市场两类辅助服务市场
二、 综合能源系统"中长期+现货”交易决策
综合能源系统二、“中长期+现货”交易决策
2.1中长期+现货联合交易决策框架
中长期市场+现货市场”交易模式主要解决年前、月前中长期交易决策问题，但考虑到中长期交易与现货交易结算的强相关性，需将中长期交易策略与现货交易的成本置信区间进行关联，形成面向长时间尺度的联合交易优化决策模型
交易决策综合能源系统“中长期+现货
2.2 中长期+现货联合交易决策联合交易策略优化
>中长期合约分解方法
中长期市场通过合约分解，将年度、季度、月度电能量交易拆分为日内时刻级曲线，与现货市场进行联合结算常用分解曲线包括年度、月度、周常用分解曲线，合约分解形式根据正ES系统负荷特性制定发布
合约分解依据分为四种形式：
全网典型曲线：参照历史同期月的全网用电负荷，形成24小时分解曲线，用于交易标的24小时电量分解。
全天平均曲线：将日电量平均分解为 24 小时电量曲线。
高峰时段曲线：将日电量平均分解至每日峰段平段、谷段为零，形成24小时电量曲线。
自定义分解曲线：由市场主体自主提出，将合约电量分解至分时电量，通过双边协商或挂牌交易成交确定。
交易决策综合能源系统“中长期+现货”
2.2 中长期+现货联合交易决策联合交易策略优化
>市场偏差结算方法
现阶段，不同的省市电力交易中心陆续出台了相关电力市场交易规则，各地交易执行偏差的月度考核、偏差电量考核规则不尽相同。为了直观地体现短期偏差电量考核对用户经济效益的影响，构建涉及中长期、日前市场间的量-价差额结算规则
参考国内现货市场试点规则，按照差价合约和偏差考核规则，用户电费的计算公式可表示为：
其中用户在现货市场内因为市场价格和用电计划偏差而产生的允许收益，计算方式可表示为;
当 20,>2:(1+6)且 Ps,>P,时,有:
当 90,<,,(1+)且 P,中长期+现货交易决策模型
研究构建的考虑“中长期市场+现货市场”多阶段交易的挂牌竞价交易模式，通过随机优化应对不确定性考虑中长期合同分解，利用CCHP、风、光热及储能跨时段转移能量，降低偏差电量。基于日结算考核，日前市场以总运行成本与交易偏差电量最低为目标，结合中长期日分解与现货价格，优化出清日前最优购电量。
“中长期+现货”综合能源系统交易决策
2.3 中长期+现货联合交易决策案例
>中长期交易策略场景
中长期和现货联合交易结算包括中长期合同结算和现货偏差电量结算。分析不同中长期电能量交易比例下，多市场联合交易策略优化结果，生成交易组合方案。研究旨在通过模拟不同的中长期合约覆盖率（70%、80%、90%）进而分析多级市场联动对交易成本与风,险对冲的影响
交易决策综合能源系统“中长期+现货”
2.3中长期+现货联合交易决策案例
> 现货电价不确定性分布
用户购电周期设定为 24 小时，一般可通过短期电价预测获得现货市场电价。预测精度一般在 15%以内,些改进方法可提高到 5%以内。为了分析电价不确定性对 IES 的影响，考虑了最佳、平均和最差三种情况下的现货电价随机情景，并将预测偏差率i分别设置为 5%、10%和15%。通过拉丁超立方采样和情景还原，生成10组现货价格情景，得到不同预测偏差下的现货价格情景
综合能源系统“中长期+现货交易决策
2.3 中长期+现货联合交易决策案例
> 联合交易策略分析
联合交易优化后，按工作日与休息日调度优化后曲线确定日前交易与中长期交易偏差电量，依据不同置信概率下的电价模拟结果计算，策略三效果最优，即中长期市场交易90%，现货市场交易10%，，与策略 1 和策略 2 相比,分别降低了 5.29 % 和 5.79 %。此外，随者电价置信区间的提升,其成本呈现增加趋势
三、 综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
三、 综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.1现货市场+辅助服务市场交易决策框架
现货+辅助服务”交易决策主要解决日前现货与辅助服务市场申报以及日内执行偏差的应对问题，同时考虑电力消费开展短时间尺度日级的多市场联合交易决I策。
在此比基础上，研究依托综合性能指标体系协同灵活性资源，引入多级范数模拟与风险规避模型，有效对冲现货价格、源荷随机性及备用条件等多重不确定性风险通过量化电能量与辅助服务的容量与收益博奔，输出兼顾经济最优与运行安全的日前协同申报与日内调度指令。
华北史力大学三、综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.2综合能源系统资源特性与市场匹配关系
面向电力现货与辅助服务市场的协同需求，基于综合响应性能评古指标体系，深入分析了各能源主体与电量供给（现货交易）以及调峰、调频、爬坡（辅助服务）等性能要求的契合度。在能源领域，用户侧灵活资源在时域响应、调节精度及电量支撑能力上存在显著差异，如下表所示
交易决策三、 综合能源系统“现货+辅助服务
3.2综合能源系统资源特性与市场匹配关系
从电力市场交易的技术需求来看，现货市场与辅助服务市场在调节容量、响应时间、爬坡速率等方面均有定要求。综合能源系统以内部资源参与多市场交易决策，需要考虑到内部资源的技术特征差异，通过内部资源的有效组合利用，提升内部资源利用效果与水平
从综合能源系统参与市场交易的技术性特性来看现货市场交易通常在日前可制定系统调节方案，仅关注资源的持续性调节容量特性，通常利用15min及以上的持续性调节资源参与市场交易
辅助服务市场需要满足日内突发性的调节指令其可用资源需同时关注响应时间、爬坡速率、持续时长等技术性指标，通常采用快速响应、灵活爬坡资源与持续性长周期响应资源组合，来参与容量备用市场交易，以提升资源的综合利用效益。
三、综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.3 考虑多重不确定性的“现货+辅助服务”交易决策模型
>不确定性来源
在日前交易决策阶段，随者市场化水平与分布式能源的发展，用户侧主体在参与市场交易过程中面临多重不确定性。其中包括系统内部的源（新能源）荷供需不确定性、现货市场交易价格不确定性以及容量备用交易时段与价格不确定性三类。面对不同不确定性来源，需采取差异化应对措施，以降低用户交易风险
三、综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.3 考虑多重不确定性的“现货+辅助服务”交易决策模型
>不确定性仿真与优化方法匹配
现货交易价格不确定性
源荷不确定性
调峰交易时段价格不确定性
基于Wasserstein距离度量源荷不确定性真方法通过构建历史经验分布对可能发生的源荷概率分布进行评估[C={f=F(a)] E, [W(f, f)]=&.)W(f.f)=inf(d(,E)z(d,dE)>基于IGDT风险回避模型解决不确定性优化问题[min sup[F(X,α)]s.t. H(X,0)=0&&G(X,0)≤0&&α =C
》基于偏态分布实现辅助服务市场价格的不确定性仿真辅助服务市场出清价格通常在固定区间内具备一定概率特征：Jo()-4(-jdx-(0)nj(-]dx--(2)g-基于IGDT机会收益模型解决不确定性优化问题max inf[f(X, a)][s.t.H(X,0) =0&&G(X,0)≤0&&α =
-基于聚类+多级范数的不确定性仿真与处理方法
研究通过K-medoids方法实现价格聚类，结合1-范数与00-范数对电价场景进行约束，构建现货电价典型场景的不确定性模糊集，解决现货交易价格的不确定性;
三、 综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.3考虑多重不确定性的“现货+辅助服务”交易决策模型>不确定性优化框架
本研究提出了基于风险-机会联合决策的用户多市场交易框架，主要将面向源荷不确定性的风险规避、面向调峰市场不确定性的机会收益以及面向现货市场不确定性的场景划分进行融合。
基于市场交易的多重不确定性及其处理方法，将三种不确定性优化方法融合，构建了典型场景模拟下基于IGDT风险-机会融合的多市场联合交易优化架构，提出了面向调峰市场空间以及系统运行成本的max-min模型
max P. (α =Dl D - min E [J (X, R, o)])s.t.H(X, R, inf o) - 0G(X, R inf o) ≤0RElo=C
其中，Pa为系统辅助服务调用空间；D为系统运行成本相对最小集合：厂为在优化决策变量X！不确定性因素p以及现货电价场景R条件下的系统运行成本；表示现货典型价格曲线集合：C表示！源荷不确定性范围。
三、综合能源系统“现货+辅助服务”交易决策
3.3 考虑多重不确定性的“现货+辅助服务”交易决策模型
>不确定性优化模型
为验证市场交易策略中风险与机会的联动关系，构建基于成本的风险优化目标以及基于辅助服务能力的机遇优化目标，通过双目标求解的方式实现maX-min问题求解
(1) 优化目标
(2) 约束条件[P.. ()<(I+n)P..()现货市场偏差考核约束ZP.. 0)<(+n)Z..()[D