适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略的制作方法

1.本发明属于电力市场能源调节技术领域，具体涉及适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略。


背景技术：

2.近年来，随着新能源发电技术的不断进步和装机容量的不断增长，其巨大的经济效益和社会效益不断显现，新能源发电将是推动发电侧企业低碳转型的重要手段。与此同时，伴随着电力市场化改革的推进，高载能负荷直购电试点已在全国范围内积极展开，新能源消纳和高载能负荷直购将是一段时间内电力行业发展的两大主流。但由于风电和光伏发电的间歇性、波动性和随机性，目前高载能负荷对新能源发电量的利用率还远远不够，如何实现高载能负荷用电与新能源发电之间的有效配合将是推动电力行业低碳转型亟待解决的关键问题之一。
3.在多类型电源系统联合竞价策略的研究涉及的时间尺度大多为现货市场，而在中长期市场中，在有关发电企业竞价策略方面，大多考虑的是单一类型电源的竞价策略，缺乏有关中长期电力市场环境下火电、新能源和高载能负荷耦合协同参与市场交易的优化运营策略，关于提升高耗能负荷适应新能源为主体的市场竞争环境的能力，以及其在年度双边交易中的竞价策略相关研究尚属空白。


技术实现要素：

4.本发明的目的是提供适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，能够提高新能源-火电-高载能负荷耦合运行系统效益，且使电网调控压力更小。
5.本发明所采用的技术方案是，适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，具体按照以下步骤实施：
6.步骤1、根据新能源-火电-高载能负荷耦合运行特性，基于主从博弈论，构建耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型，以发电企业自身的利润最大为目标，综合考虑火电机组煤耗成本、火电机组环境成本、火电机组固定成本和新能源固定成本，求得耦合运行系统参与市场交易的目标函数；
7.步骤2、以大用户自身成本最小为目标，结合发电企业初始报价约束、发电企业提供电量约束和大用户电量需求约束，构建大用户成本优化模型，主从博弈过程中耦合运行系统及竞争发电企业在t时段首先进行报价，大用户接收初始报价集合并根据大用户成本优化模型进行该时段的成交电量分配；
8.步骤3、基于主从博弈模型，通过求解kkt条件并引入非线性互补函数，求出大用户购电策略关于报价的最优解，运用粒子群算法，在初始报价范围内优化求取非合作博弈纳什均衡解，将非合作博弈纳什均衡解即为适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略。
9.本发明的特点还在于：
10.步骤1中耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型表示为：
11.耦合运行系统及竞争发电企业年度利润表示为：
[0012][0013]
式中prof
jt
为t时段内发电企业j所获得的利润；profj表示发电企业j年度利润；m表示全年划分时段总数；
[0014]
以自身的利润最大为目标向大用户报价，在每一个交易时段t中，发电企业利润收益表示为：
[0015][0016]
式中：为t时段内发电企业j的总收入与总成本，总收入表示为：
[0017][0018]
式中：pw，p
p
为耦合运行系统内风电与光伏的补贴电价；为t时段内风电与光伏提供电量。
[0019]
步骤2中求得耦合运行系统参与市场交易的目标函数的过程为：
[0020]
对于火电机组煤耗成本，利用二次函数的形式进行表达，t时段煤耗成本表示为：
[0021][0022]
式中：aj，bj为发电企业j煤耗成本系数；表示t时段耦合运行系统成交电量中火电机组发电量，的具体取值需要根据新能源电量提供情况确定，并以分段函数表示：
[0023][0024]
式中：表示耦合运行系统在t时段内成交电量；表示新能源在t时段内提供的电量；
[0025]
火电机组环境成本在t时段内环境成本公式如下：
[0026][0027]
式中：s，n为单位电量脱硫、脱硝成本；
[0028]
在t时段内火电固定成本分摊表达式如下：
[0029][0030]
式中：f
gz
,f
gy
,为火电机组合同年的固定成本折旧费、运行维护费；y为合同年天
数；
[0031]
因此t时段新能源固定成本为:
[0032][0033]
式中：fw，f
p
分别为耦合运行系统内风电场站与光伏电站合同年固定成本预算；
[0034]
以耦合运行系统与竞争发电企业利润最大为目标，耦合运行系统在t时段参与市场交易的目标函数如下所示：
[0035][0036]
竞争发电企业内部不存在新能源，其目标函数为：
[0037][0038]
步骤2中大用户成本优化模型表示为：
[0039][0040]
式中：λ表示单位电量的输配电价，bj,分别表示t时段初始报价集合，电价增长参数集合以及大用户电量分配集合。
[0041]
步骤2中发电企业初始报价约束、发电企业提供电量约束和大用户电量需求约束表示为：
[0042]
发电企业初始报价约束表示为：
[0043][0044]
式中：a,为初始报价上下限；
[0045]
发电企业提供电量约束表示为：
[0046][0047]
式中：为发电企业j的t时段电量提供上限。
[0048]
大用户电量需求约束表示为：
[0049][0050]
式中：
dt
为时段t内大用户需求电量。
[0051]
步骤3中求出大用户购电策略关于报价的最优解具体过程为：
[0052]
(1)设定天数y＝1，输入该日内大用户用电需求及新能源出力典型场景集作为数据支撑；
[0053]
(2)当时段t＝1时，假定各发电企业报价集合为
[0054]
(3)求取最优化问题式(13)的kkt条件，引入非线性互补函数计算出报价确定下的大用户最优购电策略qt；
[0055]
(4)将与报价集合相关的大用户购电策略qtq^t分别输入到耦合运行系统参与市场交易的目标函数中，此时发电侧目标函数未知变量仅为主从博弈转化为发电企业间的非合作博弈；
[0056]
(5)对粒子群算法中迭代次数、粒子数目、初始速度等参数进行设定；
[0057]
(6)在报价上下限范围内，以各发电企业利润函数为适应度函数，计算个体最优与群体最优；
[0058]
(7)对报价进行更新，进入下一层的迭代；
[0059]
(8)当迭代适应度值不再进一步变化或者迭代达到最大次数时，循环结束，得到该时段迭代适应度值作为非合作博弈均衡解，否则，t＝t+1，返回(2)；
[0060]
(9)输出非合作博弈均衡解，并将非合作博弈纳什均衡解即为适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略。
[0061]
本发明的有益效果是：
[0062]
本发明是适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，基于主从博弈理论对耦合运行系统参与的年度双边交易进行分析建模，以发电企业自身的利润最大为目标，综合考虑各类成本，构建耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型；其次，以大用户自身成本最小为目标，建立大用户成本优化模型，考虑发电企业初始报价约束和提供电量约束以及大用户电量需求约束，运用主从博弈模型求出大用户购电策略关于报价的最优解，通过年度双边交易碳排放量计算方法计算耦合运行系统碳配额和实际碳排放量，并与市场典型交易形式以及未耦合情况进行收益对比分析与评估，相较于市场中各类典型参与方式，耦合运行系统成交电量更多，收益更高；相较于内部电源独立参与年度双边交易市场，耦合运行系统市场效益更好，电网调控压力更小。有效解决了年度双边市场中新能源考核费用高、市场份额低，火电机组成本难以下降、面临亏损的问题。
具体实施方式
[0063]
下面结合具体实施方式对本发明进行详细说明。
[0064]
本发明是适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，高载能负荷根据新能源短期预测灵活调控运行，火电机组为其提供辅助服务，将这种实现高载能负荷与新能源机组“荷”随“源”动的新型系统称为新能源-火电-高载能负荷耦合运行系统。
[0065]
适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，具体按照以下步骤实施：
[0066]
步骤1、根据新能源-火电-高载能负荷耦合运行特性，基于主从博弈论，构建耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型，以发电企业自身的利润最大为目标，综合考虑火电机组煤耗成本、火电机组环境成本、火电机组固定成本和新能源固定成本，求得耦合运行系统参与市场交易的目标函数；
[0067]
耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型表示为：
[0068]
耦合运行系统及竞争发电企业年度利润表示为：
[0069][0070]
式中prof
jt
为t时段内发电企业j所获得的利润；profj表示发电企业j年度利润；m表示全年划分时段总数；
[0071]
以自身的利润最大为目标向大用户报价，在每一个交易时段t中，发电企业利润收益表示为：
[0072][0073]
式中：为t时段内发电企业j的总收入与总成本，总收入表示为：
[0074][0075]
式中：pw，p
p
为耦合运行系统内风电与光伏的补贴电价；为t时段内风电与光伏提供电量。
[0076]
步骤2、以大用户自身成本最小为目标，结合发电企业初始报价约束、发电企业提供电量约束和大用户电量需求约束，构建大用户成本优化模型，主从博弈过程中耦合运行系统及竞争发电企业在t时段首先进行报价，大用户接收初始报价集合并根据大用户成本优化模型进行该时段的成交电量分配；
[0077]
求得耦合运行系统参与市场交易的目标函数的过程为：
[0078]
对于火电机组煤耗成本，利用二次函数的形式进行表达，t时段煤耗成本表示为：
[0079][0080]
式中：aj，bj为发电企业j煤耗成本系数；表示t时段耦合运行系统成交电量中火电机组发电量，的具体取值需要根据新能源电量提供情况确定，并以分段函数表示：
[0081][0082]
式中：表示耦合运行系统在t时段内成交电量；表示新能源在t时段内提供的电量；
[0083]
火电机组环境成本在t时段内环境成本公式如下：
[0084][0085]
式中：s，n为单位电量脱硫、脱硝成本；
[0086]
在t时段内火电固定成本分摊表达式如下：
[0087][0088]
式中：f
gz
,f
gy
,为火电机组合同年的固定成本折旧费、运行维护费；y为合同年天数；
[0089]
因此t时段新能源固定成本为:
[0090][0091]
式中：fw，f
p
分别为耦合运行系统内风电场站与光伏电站合同年固定成本预算；
[0092]
以耦合运行系统与竞争发电企业利润最大为目标，耦合运行系统在t时段参与市场交易的目标函数如下所示：
[0093][0094]
竞争发电企业内部不存在新能源，其目标函数为：
[0095][0096]
大用户成本优化模型表示为：
[0097][0098]
式中：λ表示单位电量的输配电价，bj,分别表示t时段初始报价集合，电价增长参数集合以及大用户电量分配集合。
[0099]
发电企业初始报价约束、发电企业提供电量约束和大用户电量需求约束表示为：
[0100]
发电企业初始报价约束表示为：
[0101][0102]
式中：a,为初始报价上下限；
[0103]
发电企业提供电量约束表示为：
[0104][0105]
式中：为发电企业j的t时段电量提供上限。
[0106]
大用户电量需求约束表示为：
[0107][0108]
式中：d
t
为时段t内大用户需求电量。
[0109]
步骤3、基于主从博弈模型，通过求解kkt条件并引入非线性互补函数，求出大用户购电策略关于报价的最优解，运用粒子群算法，在初始报价范围内优化求取非合作博弈纳
什均衡解，将非合作博弈纳什均衡解即为适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略。
[0110]
求出大用户购电策略关于报价的最优解具体过程为：
[0111]
(1)设定天数y＝1，输入该日内大用户用电需求及新能源出力典型场景集作为数据支撑；
[0112]
(2)当时段t＝1时，假定各发电企业报价集合为
[0113]
(3)求取最优化问题式(13)的kkt条件，引入非线性互补函数计算出报价确定下的大用户最优购电策略qt；
[0114]
(4)将与报价集合相关的大用户购电策略qtq^t分别输入到耦合运行系统参与市场交易的目标函数中，此时发电侧目标函数未知变量仅为主从博弈转化为发电企业间的非合作博弈；
[0115]
(5)对粒子群算法中迭代次数、粒子数目、初始速度等参数进行设定；
[0116]
(6)在报价上下限范围内，以各发电企业利润函数为适应度函数，计算个体最优与群体最优；
[0117]
(7)对报价进行更新，进入下一层的迭代；
[0118]
(8)当迭代适应度值不再进一步变化或者迭代达到最大次数时，循环结束，得到该时段迭代适应度值作为非合作博弈均衡解，否则，t＝t+1，返回(2)；
[0119]
(9)输出非合作博弈均衡解，并将非合作博弈纳什均衡解即为适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略。
[0120]
实施例
[0121]
本发明算例中发电机组选取辽宁某地区1200mw火电、700mw新能源。本发明模型中发电侧设定3家发电企业(含耦合运行系统)参与年度双边交易，其中两家竞争发电企业为火电厂，购电侧设定为一家总体大用户。购售双方在划分为24个时段的典型日内针对每一时段的大用户用电需求开展交易。设定风电电价为850元/mwh，其中补贴为475.1元/mwh，光伏电价为815元/mwh，其中补贴为440.14元/mwh，大用户输配电价为80.7元/mwh。
[0122]
表1为常规燃煤纯凝发电机组负荷修正系数，其大小根据统计期机组负荷系数的不同而轻微变化。
[0123]
表1
[0124][0125]
表2为耦合运行系统市场仿真运行结果。
[0126]
表2
[0127][0128]
从表2可以看出，因为耦合运行系统中新能源的加入有效的拉低了其整体边际成本，使之在市场交易中可以用较低的电价来取得更多的市场收益，所以耦合运行这一形式有效的将新能源发电量囊括进年度双边交易市场之中，市场成交电量达到了446.8万mwh，并且平均成交电价维持在较低水平。同时，面对市场中耦合运行系统的加入，竞争发电企业均面临较大的亏损，这与耦合运行系统参与市场竞争存在一定的关系。
[0129]
表3为火电参照组市场仿真运行结果。
[0130]
表3
[0131][0132]
从表3可以看出，当相同参数的火电机组作为参照组替代耦合运行系统参与市场仿真时，火电机组收益依旧是亏损状态，这说明了耦合运行系统的竞争只是火电亏损的表象因素，其最根本因素在于为鼓励大用户参与市场，火电企业在参与年度双边交易市场时往往低于标杆电价进行报价，而火电自身成本却难以下降，这就导致了火电企业对大用户让利过多甚至面临亏损。而耦合运行系统则可以利用自身边际成本低的优势扭亏为盈，大大提升了发电侧的市场参与积极性。
[0133]
表4为风光火打捆参照组市场仿真运行结果，作为目前新能源参与年度双边交易市场的主要方式，风光火打捆遵循了新能源优先提供合约电量、火电让出发电空间的“多能互补”思想，从而将新能源电量纳入年度双边交易中，占据了较多的电量成交份额。但是从根本上讲，风光火打捆形式对外并未耦合成统一独立的运营主体，其内部电源本质上仍各自独立，因此风光火打捆在市场交易执行过程中面临较多的新能源偏差考核成为了其获得高收益的主要障碍。
[0134]
表4
[0135][0136][0137]
表5为耦合运行系统与参照组的仿真运行结果对比。
[0138]
表5
[0139][0140]
从表5中可以得出目前的基准线法是可以覆盖不同场景的火电机组的实际碳排放量，由此火电机组可以通过出售自己多余的碳配额以获取额外的碳收益。通过数据得出在不考虑碳市场收益的情况下耦合运行系统相较风光火打捆在利润上高出66.9％，相差6732.9万元，并且在成交电量上具有一定的优势。这说明偏差电量考核加重了风光火打捆的成本负担，影响了其市场收益。而耦合运行系统则可以通过内部火电提供的辅助服务免除考核，有效的将火电的灵活性优势与新能源的边际成本优势进行融合，获得了更多市场收益。在考虑碳市场收益的情况下，耦合运行系统相较于风光火打捆在利润上高出6744.9万元，进一步凸显出耦合运行系统的优势。并且从电网调度的角度出发，耦合运行系统是以统一主体参与市场，与多个独立主体构成的风光火打捆形式相比有效减少了电网的调度压力。
[0141]
表6为耦合与独立运行仿真运行结果对比，本发明设定在未耦合情况下耦合运行系统内1200mw火电、300mw风电、400mw光伏均独立接受调控参与市场，相应的市场参与方式为火电独立参加、新能源选择风光火打捆形式参加。
[0142]
表6
[0143][0144]
从表6展现的结果来看，当新能源与火电独自参与市场时，成交电量之和高于耦合运行系统获得的电量35mwh(479.3-444.3)，形成这一结果的原因在于耦合运行系统的出力特性导致的。由于耦合运行系统内火电作为提供辅助服务的角色需要让出自身出力空间，为新能源提供实时灵活性服务，因此耦合运行系统内部火电发电量不能与火电独自参与市
场时相比。在收益方面，尽管新能源凭借自身成本优势在风光火打捆形式中获得了2483.2万元的利润，但是火电在独立发电时依旧存在着亏损的问题，所以在总收益上并未实现盈利。而耦合运行系统由于边际成本较低以及免受偏差电量考核，在收益方面大大优于独立发电，两者总收益更是相差了21770.8万元。
[0145]
通过上述方式，本发明是适用于新能源与高载能协同参与年度市场的竞价策略，基于主从博弈理论对耦合运行系统参与的年度双边交易进行分析建模，以发电企业自身的利润最大为目标，综合考虑各类成本，构建耦合运行系统与竞争发电企业博弈模型；其次，以大用户自身成本最小为目标，建立大用户成本优化模型，考虑发电企业初始报价约束和提供电量约束以及大用户电量需求约束，运用主从博弈模型求出大用户购电策略关于报价的最优解，通过年度双边交易碳排放量计算方法计算耦合运行系统碳配额和实际碳排放量，并与市场典型交易形式以及未耦合情况进行收益对比分析与评估，相较于市场中各类典型参与方式，耦合运行系统成交电量更多，收益更高；相较于内部电源独立参与年度双边交易市场，耦合运行系统市场效益更好，电网调控压力更小。有效解决了年度双边市场中新能源考核费用高、市场份额低，火电机组成本难以下降、面临亏损的问题。