一种新能源电力市场风险评估方法和系统与流程

本发明属于电力市场运行分析，涉及一种新能源电力市场风险评估方法和系统。

背景技术：

1、

2、新型电力系统包括高比例的风电、光伏发电等在内的多种可再生能源。新能源机组出力具有极强的不确定性，相关企业单位在进行规划、运行决策时要确保系统的发电资源能适应各种风力、光伏出力场景。此外，还应维持系统备用、调频能力、惯性水平、安全稳定裕度等以确保安全可靠运行。在新能源参与市场时，还需考虑系统备用、调频能力、惯性水平等系统稳定性要求，需要一定量的灵活性资源提供调峰和各种辅助服务，极大复杂了市场的交易品种，这些问题给电力市场设计带来重大挑战。

3、电力市场在电力资源配置中发挥了决定性作用，能实现电力市场的充分竞争和电力资源的高效优化配置。其还原电力以商品属性，为市场成员提供修正中长期发电计划的市场平台，反映电力商品在短期供需关系和时空条件下的真实价值，契合可再生能源发电具有不确定性的物理特性，是促进可再生能源消纳的重要机制。

4、现行的可再生能源发电全额保障性收购机制无法应对大规模新能源参与后的市场，新能源市场主体应当自主申报、同台竞争。在新能源市场主体进行自主申报、市场统一出清的过程中，势必会衍生出一些与以煤电机组为主体的电力市场不同的风险形式。而现阶段的风险防范措施都是针对以煤电机组为主体的电力市场进行设计，在面对以新能源机组为主体的电力市场时，这些措施将难以满足大规模新能源参与后的风险防范要求。

技术实现思路

1、为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种新能源电力市场风险评估方法和系统，有利于新能源消纳，促进一个安全的、大规模新能源能顺利参与的电力市场的建设与运营。

2、为了实现上述目标，本发明采用如下技术方案：

3、一种新能源电力市场风险评估方法，所述方法包括以下步骤：

4、步骤1，对新能源电力市场中煤电、新能源机组进行组合优化，得出各机组的发电计划，结合各机组历史供需曲线，通过神经网络函数预测得出各机组供给预测曲线及需求预测曲线；

5、步骤2，根据供给预测曲线及需求预测曲线得出边际电价预测值；

6、步骤3，构建电力市场交易者的盈利能力模型，计算未计及风险的盈利能力；

7、步骤4，根据电价预测历史误差计算电价预测的预测置信度，根据预测置信度设置电价风险调整因子；

8、步骤5，基于电价风险调整因子进行计及风险的边际电价预测值调整，得到调整后的边际电价预测值；

9、步骤6，根据调整后的边际电价预测值计算交易利润，根据交易利润计算跨区域交易激活标志；

10、步骤7，根据交易电量历史预测误差计算交易电量的预测置信度，根据交易电量的预测置信度设置交易电量风险调整因子，基于交易电量风险调整因子进行计及风险的交易电量调整，得到调整后的交易电量；

11、步骤8，基于跨区域交易激活因子和调整后的交易电量计算计及风险的盈利能力；

12、步骤9，基于未计及风险的盈利能力和计及风险的盈利能力计算风险指标；

13、步骤10，统计计及风险后的市场内交易电量和计及风险后的市场内交易电量，计算计及风险后的交易电量响应指标；

14、步骤11，根据调整后的交易电量计算计及风险后的交易者实际的收入边际；

15、步骤12，根据步骤8-步骤11的计算结果进行新能源电力市场风险评估。

16、本发明进一步包括以下优选方案：

17、优选地，步骤1中，在传统优化模型基础上添加抽蓄负荷收入与储备供应成本进行新能源电力市场中煤电、新能源机组进行机组组合优化；

18、采用lstm得出各机组供给预测曲线及需求预测曲线。

19、优选地，步骤2中，通过求取供给预测曲线及需求预测曲线的十字交叉点即可确定边际电价预测值。

20、优选地，所述新能源电力市场中，将省级供电系统设置为互联系统，将其他供电系统设置为子系统，且市场中互联系统与互联系统之间不存在双边交易，子系统与子系统之间不存在双边交易，各供电系统中售电商作为交易者参与新能源电力市场。

21、优选地，步骤3中，电力市场交易者的盈利能力，即未计及风险的盈利能力revenuer,t为：

22、

23、revenues,n,r,t＝(smps,t-smpn,t-tras,n,t)·trqs,n,r,t   (2)

24、revenuen,s,r,t＝(smpn,t-smps,t-tran,s,t)·trqn,s,r,t   (3)

25、其中，

26、revenuer,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t的盈利能力；

27、revenues,n,r,t为子系统s∈s至互联系统n∈n，交易者r∈r在报价时间段t∈t的盈利能力；

28、revenuen,s,r,t为互联系统n∈n至子系统s∈s，交易者r∈r在报价时间段t∈t的盈利能力；

29、smps,t为子系统s∈s在报价时间段t∈t的实际电价；

30、smpn,t为互联系统n∈n在报价时间段t∈t的实际电价；

31、tras,n,t为报价时间段t∈t子系统s∈s与互联系统n∈n之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

32、tran,s,t为报价时间段t∈t互联系统n∈n与子系统s∈s之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

33、trqs,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统 n∈n的交易电量；

34、trqn,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的交易电量；

35、n为互联系统集合；

36、s为子系统集合；

37、r为交易者集合；

38、t为报价时间小时数集合。

39、优选地，步骤4中，电价预测的预测置信度计算公式为：

40、confs,m,c,t＝1-errfs,m,c,t   (7)

41、confn,m,c,t＝1-errfn,m,c,t   (8)

42、其中，confs,m,c,t为子系统s∈s、发电报价模型m∈m和机组集群 c∈c在报价时间段t∈t的电价预测值的预测置信度；

43、m为日前电价预测模型集合；

44、c为机组集群集合，按时间段t∈t排列；

45、confn,m,c,t为互联系统n∈n、发电报价模型m∈m和机组集群c∈c 在报价时间段t∈t的电价预测值的预测置信度；

46、errfs,m,c,t为子系统s∈s、发电报价模型m∈m和机组集群c∈c在报价时间段t∈t的电价预测历史误差比例；

47、errfn,m,c,t为互联系统n∈n、发电报价模型m∈m和机组集群c∈c 在报价时间段t∈t的电价预测历史误差比例。

48、优选地，步骤5中，边际电价预测值的调整公式为：

49、smpt′s,t＝smpts,t·padjs,t   (5)

50、smpt′n,t＝smptn,t·padjn,t   (6)

51、其中，smpf's,t为交易者对子系统s∈s，在t∈t报价时间段调整后的边际电价预测值；

52、smpf'n,t为交易者对互联系统n∈n，在t∈t报价时间段调整后的边际电价预测值；

53、smpfs,t为交易者对子系统s∈s，在t∈t报价时间段的边际电价预测值；

54、smpfn,t为交易者对互联系统n∈n，在t∈t报价时间段的边际电价预测值；

55、padjs,t为子系统s∈s，发电报价模型m∈m，报价时间段t∈t，机组集群c∈c的价格风险调整因子；

56、padjn,tt为互联系统n∈n，发电报价模型m∈m，报价时间段t∈t，机组集群c∈c的价格风险调整因子。

57、优选地，步骤6中，交易者的利润计算公式为：

58、margins,n,t＝min(smpt′s,t-smpt′n,t-tras,n,t)   (9)

59、marginn,s,t＝min(smpt′n,t-smpt′s,t-tran,s,t)   (10)

60、其中，margins,n,t为子系统s∈s至互联系统n∈n在报价时间段t∈t的利润；

61、marginn,s,t为互联系统n∈n至子系统s∈s在报价时间段t∈t的利润；

62、smpf's,t为交易者对子系统s∈s，在t∈t报价时间段调整后的边际电价预测值；

63、smpf'n,t为交易者对互联系统n∈n，在t∈t报价时间段调整后的边际电价预测值；

64、tras,n,t为报价时间段t∈t子系统s∈s与互联系统n∈n之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

65、tran,s,t为报价时间段t∈t互联系统n∈n与子系统s∈s之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

66、跨区域交易激活标志计算公式为：

67、flags,n,r,t＝1,if margins,n,t-marg_tolr,t＞0   (11)

68、flagn,s,r,t＝1,if marginn,s,t-marg_tolr,t＞0   (12)

69、其中，

70、flags,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s至互联系统 n∈n的交易激活标志；

71、margins,n,t为子系统s∈s至互联系统n∈n在报价时间段t∈t的利润；

72、marg_tolr,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t的可接受利润；

73、flagn,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n至子系统s∈s的交易激活标志；

74、marginn,s,t为互联系统n∈n至子系统s∈s在报价时间段t∈t的利润。

75、优选地，步骤7中，交易电量调整公式为：

76、trq′s,n,r,t＝trqs,n,r,t·qadjs,n,t   (13)

77、trq′n,s,r,t＝trqn,s,r,t·qadjn,s,t   (14)

78、其中，qadjs,n,t为报价时间段t∈t从子系统s∈s至从互联系统n∈n的交易电量风险调整因子；

79、qadjn,s,t为报价时间段t∈t从从互联系统n∈n至子系统s∈s的交易电量风险调整因子；

80、trw's,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统 n∈n的调整后的交易电量；

81、trq'n,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的调整后的交易电量；

82、trqs,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统 n∈n的交易电量；

83、trqn,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的交易电量。

84、优选地，步骤8中，计及风险的盈利能力计算公式为：

85、

86、revenue′s,n,r,t＝(smps,t-smpn,t-tras,n,t)·trq′s,n,r,t·flags,n,r,t   (15)

87、revenue′n,s,r,t＝(smpn.t-smps,t-tran,s,t)·trq′n,s,r,t·flagn,s,r,t   (16)

88、其中，

89、revenue′r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t计及风险的盈利能力；

90、revenue′s,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s至互联系统n∈n计及风险的盈利能力；

91、revenue′n,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n至子系统s∈s计及风险的盈利能力；

92、smps,t为子系统s∈s在报价时间段t∈t的实际电价；

93、smpn,t为互联系统n∈n在报价时间段t∈t的实际电价；

94、tras,n,t为报价时间段t∈t子系统s∈s与互联系统n∈n之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

95、tran,s,t为报价时间段t∈t互联系统n∈n与子系统s∈s之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

96、trq's,n,r,t为报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统n∈ n的调整后的交易电量；

97、trq'n,s,r,t为报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的调整后的交易电量；

98、flags,n,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s至互联系统 n∈n的交易激活标志；

99、flagn,s,r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n至子系统 s∈s的交易激活标志。

100、优选地，步骤9中，风险指标计算公式为：

101、

102、其中，risk_perr,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t的风险指标。

103、优选地，步骤10中，计及风险后的交易电量响应指标计算公式为；

104、

105、其中，

106、quan_perfr,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t的交易电量响应指标；

107、quantity′r,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t计及风险管理完成的跨区域交易电量；

108、quantityr,t为交易者r∈r在报价时间段t∈t，未计及风险管理的跨区域交易电量。

109、优选地，步骤11中，计及风险后的交易者实际的收入边际按式计算公式为：

110、

111、

112、其中，

113、rev_marg′s,n,r,t计及风险管理后，交易者r∈r在报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统n∈n的实际交易利润；

114、rev_marg′n,s,r,t计及风险管理后，交易者r∈r在报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的实际交易利润；

115、smps,t为子系统s∈s在报价时间段t∈t的实际电价；

116、smpn,t为互联系统n∈n在报价时间段t∈t的实际电价；

117、tras,n,t为报价时间段t∈t子系统s∈s与互联系统n∈n之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

118、tran,s,t为报价时间段t∈t互联系统n∈n与子系统s∈s之间在输电权拍卖中确定的输电价格；

119、trq's,n,r,t为报价时间段t∈t从子系统s∈s到互联系统n∈ n的调整后的交易电量；

120、trq'n,s,r,t为报价时间段t∈t从互联系统n∈n到子系统s∈s的调整后的交易电量。

121、优选地，步骤12中，计及风险的盈利能力和风险指标用于交易者衡量风险；

122、计及风险后的交易电量响应指标和计及风险后的交易者实际的收入边际用于衡量市场交易电量和收入的变化。

123、一种新能源电力市场风险评估系统，所述风险评估系统包括：

124、机组供需曲线预测模块，用于对新能源电力市场中煤电、新能源机组进行组合优化，得出各机组的发电计划，结合各机组历史供需曲线，通过神经网络函数预测得出各机组供给预测曲线及需求预测曲线；

125、边际电价预测模块，用于根据供给预测曲线及需求预测曲线得出边际电价预测值；

126、未计及风险的盈利能力计算模块，用于构建电力市场交易者的盈利能力模型，计算未计及风险的盈利能力；

127、电价风险调整因子设置模块，用于根据电价预测历史误差计算电价预测的预测置信度，根据预测置信度设置电价风险调整因子；

128、边际电价预测值调整模块，用于基于电价风险调整因子进行计及风险的边际电价预测值调整，得到调整后的边际电价预测值；

129、跨区域交易激活标志计算模块，用于根据调整后的边际电价预测值计算交易利润，根据交易利润计算跨区域交易激活标志；

130、交易电量调整模块，用于根据交易电量历史预测误差计算交易电量的预测置信度，根据交易电量的预测置信度设置交易电量风险调整因子，基于交易电量风险调整因子进行计及风险的交易电量调整，得到调整后的交易电量；

131、计及风险的盈利能力计算模块，用于基于跨区域交易激活因子和调整后的交易电量计算计及风险的盈利能力；

132、风险指标计算模块，用于基于未计及风险的盈利能力和计及风险的盈利能力计算风险指标；

133、交易电量响应指标计算模块，用于统计计及风险后的市场内交易电量和计及风险后的市场内交易电量，计算计及风险后的交易电量响应指标；

134、收入边际计算模块，用于根据调整后的交易电量计算计及风险后的交易者实际的收入边际；

135、风险评估模块，用于根据计及风险的盈利能力计算模块、风险指标计算模块、交易电量响应指标计算模块和收入边际计算模块的计算结果进行新能源电力市场风险评估。

136、一种终端，包括处理器及存储介质；所述存储介质用于存储指令；

137、所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行所述方法的步骤。

138、计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现任一项所述方法的步骤。

139、本发明的有益效果在于，与现有技术相比：

140、本发明面对日益变化的电力市场，立足未来的电力市场，结合煤电、新能源机组的发电特性，从研究大规模新能源参与下的电力商品属性演变出发，分别分析煤电机组和新能源机组的市场行为特征以及潜在的风险形式，引入风险调整因子，继而得到计及风险的盈利能力、风险指标、计及风险后的交易电量响应指标和计及风险后的交易者实际的收入边际，以实现新能源电力市场串谋，报高价等风险评估。