吳華華，張思，甘雯，沈誠亮，江昕玥，李雅婷，楊莉

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司湖州供電公司，浙江 湖州 313000；3.浙江大學 電氣工程學院，杭州 310027）

0 引言

2021年10月《國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）》［1］發(fā)布，該通知確定對暫未直接參與市場交易的工商業(yè)用戶將由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電，其核心目標在于健全電力市場化交易、確保大規(guī)模用戶進入市場后電價改革政策平穩(wěn)實施以及充分發(fā)揮電力市場發(fā)現(xiàn)價格的作用。在代理購電機制下，電網(wǎng)企業(yè)成為規(guī)模最大的特殊售電公司，電網(wǎng)企業(yè)向代理用戶售電時執(zhí)行統(tǒng)一的代理價格且不收取交易服務(wù)費用。在購電時，電網(wǎng)企業(yè)需每月在市場中按照市場交易價格采購電量，進而形成平均上網(wǎng)電價［2］。為確保電價市場化改革平穩(wěn)推進，優(yōu)化代理購電交易策略、合理分配多個不同時間尺度市場購電量已成為代理購電機制下電網(wǎng)企業(yè)運營的核心問題之一。

現(xiàn)階段國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)不斷完善，電力現(xiàn)貨市場在價格發(fā)現(xiàn)和資源優(yōu)化配置等方面起到關(guān)鍵性作用。目前中國首批8個現(xiàn)貨試點投入模擬試運行后成效顯著，截至2021年8月，浙江省已順利開展現(xiàn)貨市場4次連續(xù)結(jié)算試運行，并于2021年首次引入統(tǒng)調(diào)新能源電廠參與市場模擬并完成季度連續(xù)結(jié)算試運行。運行結(jié)果表明，市場出清價格能充分反映供需關(guān)系，實時市場價格和日前市場價格存在相關(guān)性，輔助服務(wù)與電能量聯(lián)合出清效果明顯，達到預(yù)期目標［3］。

現(xiàn)貨市場環(huán)境下，電網(wǎng)企業(yè)和其他售電公司都面臨著價格波動大、交易頻度高、負荷預(yù)測偏差等風險。由于購電業(yè)務(wù)相似，電網(wǎng)企業(yè)在進行代理購電決策時可以借鑒售電公司購電組合策略研究。現(xiàn)階段對售電公司購電組合策略的研究中已經(jīng)使用多種成熟方法對購電方案風險進行量化評估，如文獻［4-6］引入條件風險價值作為購售電風險評估指標，建立售電公司在多能量市場購電組合模型。文獻［7］對比分析最小最大后悔值法、機會約束、條件風險價，3種方法對售電公司進行風險評估的有效性，并基于隨機規(guī)劃提出最佳購電策略。上述研究多為考慮市場不確定性因素后對售電商的購售電決策進行協(xié)同優(yōu)化，但未針對各交易策略風險的相關(guān)性進行深入分析。文獻［8］分析廣東電力現(xiàn)貨市場試結(jié)算數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)實時和日前價格存在較強的一致性。文獻［9］建立了日前與實時價格相關(guān)性分析模型并分析了雙價格機制市場中的風電報價策略，因此在評估現(xiàn)貨市場組合購電風險時有必要考慮日前和實時市場價格的相關(guān)性。針對基于組合風險量化的購電決策問題，投資組合理論是研究如何進行分散投資以降低投資組合整體風險的理論［10］，能夠權(quán)衡投資組合方案的收益和風險，適用于研究售電主體的購電組合決策。

此外，需求響應(yīng)作為激勵電力用戶針對價格和激勵信號進行響應(yīng)調(diào)整的一種負荷調(diào)節(jié)方式［11］，是規(guī)避現(xiàn)貨市場風險的有效手段之一。現(xiàn)階段，浙江、江蘇、廣東等多個地區(qū)都開展了需求響應(yīng)試點工作，與售電公司相比，電網(wǎng)企業(yè)能夠通過及時有效地發(fā)布需求響應(yīng)來平衡市場電量，實踐中發(fā)現(xiàn)用戶響應(yīng)存在一定不確定性。國內(nèi)外相關(guān)研究將需求響應(yīng)調(diào)用加入購電組合策略中作為一種特殊的短期購電方案。文獻［12-13］將用戶需求響應(yīng)等效為由售電公司代理的發(fā)電資源參與實時市場，提出了考慮用戶需求響應(yīng)能力的售電公司購售電決策方法。文獻［14］綜合考慮需求響應(yīng)彈性和批發(fā)市場出清過程建立優(yōu)化模型，輔助售電公司進行定價決策。文獻［15］考慮現(xiàn)貨市場環(huán)境下更加靈活的激勵型需求響應(yīng)策略，構(gòu)建了單一售電商與多個用戶之間的激勵型需求響應(yīng)主從博弈模型。以上研究側(cè)重于分析需求響應(yīng)加入后對組合購電策略經(jīng)濟性的影響，在進行代理購電決策時需要進一步分析實際響應(yīng)誤差導致的購電風險以及在平衡市場電量時與現(xiàn)貨市場的組合風險。

針對電網(wǎng)企業(yè)這一特殊售電主體，本文綜合中長期市場及現(xiàn)貨市場特點，考慮負荷預(yù)測精度、現(xiàn)貨市場價格和需求響應(yīng)的不確定性，建立電網(wǎng)企業(yè)在月度市場、日前市場、實時市場、需求響應(yīng)4個不同時間尺度市場的收益和風險模型。并且針對電網(wǎng)企業(yè)在當月購電階段面臨電量預(yù)測結(jié)果可能存在較大不確定性的問題，通過場景分析法對未來負荷波動水平進行模擬，并綜合考慮電網(wǎng)企業(yè)的收益與風險，基于投資組合理論構(gòu)建電網(wǎng)企業(yè)代理購電的綜合決策優(yōu)化模型。最后通過浙江省現(xiàn)貨市場試運行和需求響應(yīng)數(shù)據(jù)進行算例分析驗證模型的有效性，為電網(wǎng)企業(yè)代理購電提供策略參考。

1 多時間尺度電力市場交易

電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電，向暫未參與電力市場的工商業(yè)用戶提供購售電業(yè)務(wù)。在購電側(cè)，電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)用戶用電量預(yù)測值按市場交易價格采購電量，電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格基于代理用戶的購電費（含偏差電費）和購電量確定［2］，在面對多個時間尺度的市場和多個交易品種時收益、風險各不相同［16］。因此，電網(wǎng)企業(yè)需要完善代理購電參與月度、月內(nèi)市場以及參與不同交易品種的組合策略與購電比例，防控代理購電價格波動風險。

圖1為電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與的多個時間尺度的電力市場交易。電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)籌考慮經(jīng)濟、氣象等因素，按月對代理用戶的用電量及負荷曲線進行預(yù)測，并根據(jù)預(yù)測的購電規(guī)模在市場中采購電量。隨著時間的滾動，用電情況更明朗，負荷預(yù)測精確度不斷提升。事實上，電網(wǎng)企業(yè)在未來需要根據(jù)負荷偏差在電力現(xiàn)貨市場上進行購售電，直接面對現(xiàn)貨電價波動帶來的收益及風險。一般模型中，電網(wǎng)企業(yè)在月度購電決策時只考慮對用戶全月負荷的預(yù)測值決定購電量，未考慮預(yù)測偏差帶來的收益風險。本文通過對未來負荷波動水平進行模擬，選擇不同負荷水平下效益受影響最小的購電策略作為月初最優(yōu)購電策略，減小代理用戶用電量預(yù)測偏差帶來的風險。

圖1 電網(wǎng)企業(yè)參與的電力市場交易時序Fig.1 Time sequence of power grid enterprise participating in electricity market transactions

在中長期市場中，自2022年1月起，電網(wǎng)企業(yè)需根據(jù)市場化采購預(yù)測電量，合理選擇掛牌或集中競價交易方式參與月度市場購買電量，保障代理購電價格相對平穩(wěn)。其中，集中競價價格是市場出清的結(jié)果，掛牌購電價格則按照摘牌成交電價確定。因此和掛牌交易相比，月度集中競價時需注意防范部分市場主體利用少量高價競價抬高均價的風險。

對于電力現(xiàn)貨市場實際運行的省份，電網(wǎng)企業(yè)可參與現(xiàn)貨市場購電，與其他用戶平等參與現(xiàn)貨交易。電力現(xiàn)貨市場的時間范圍通常包括實時交割之前的數(shù)個小時乃至一日。本文研究的現(xiàn)貨市場主要包括日前市場和實時市場，兩個市場有不同的功能定位，它們相互協(xié)作、有序協(xié)調(diào)，實現(xiàn)電量的實時供需平衡?，F(xiàn)貨市場往往采用集中競價的交易方式，有利于促進市場充分競爭，發(fā)揮市場機制的價格形成功能。日前市場主要根據(jù)次日用電需求，以競價方式確定日前調(diào)度計劃；實時市場主要用于平衡日前發(fā)用電計劃與實時負荷的偏差，保障電力系統(tǒng)安全運行［17］。現(xiàn)貨市場中每個時段現(xiàn)貨價格難以準確預(yù)測，電網(wǎng)企業(yè)在現(xiàn)貨市場中購電的風險主要來自負荷預(yù)測偏差和現(xiàn)貨電價波動的不確定性［18］。

需求響應(yīng)可以作為平衡市場電量的補充資源，電網(wǎng)企業(yè)通過給予補償?shù)仁侄渭钣脩粽{(diào)整用電行為［19］。代理用戶的用電負荷分為剛性負荷和可調(diào)節(jié)負荷，后者具有彈性，在電網(wǎng)企業(yè)的經(jīng)濟激勵下表現(xiàn)為可削減負荷和可增長負荷?？上鳒p負荷是指在一定時間段內(nèi)可靈活削減的負荷，一般在實時價格較高時調(diào)用，而可增長負荷適用于電量富余且實時市場價格較低的場景。用戶的響應(yīng)行為不確定性較大，在具體實施過程中存在相當一部分用戶選擇不響應(yīng)，從而導致電網(wǎng)企業(yè)需要以更高的價格在現(xiàn)貨市場中進行補充購電，因此在購電決策時需要考慮用戶響應(yīng)不確定性帶來的風險［20］。

2 電網(wǎng)企業(yè)多時間尺度交易策略及風險

2.1 量價確定的月度掛牌交易購電

本文主要考慮以掛牌交易為主的月度市場代理購電。掛牌交易是指電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布包含需求電量和購電價格信息的要約與符合要求并摘牌的另一方達成交易的方式。由于掛牌交易時電量和價格都是固定的，電網(wǎng)企業(yè)通過掛牌交易購電不存在風險，能夠有效規(guī)避現(xiàn)貨價格波動。定義電網(wǎng)企業(yè)的收益為其代理單位電量產(chǎn)生的收益，則月度市場中掛牌購電的收益表達式為：

式中：rMLt為t時段掛牌交易的收益；Psalet為t時段電網(wǎng)企業(yè)的售電價格；PML為掛牌交易購電價格。

2.2 日前和實時現(xiàn)貨市場購電

現(xiàn)貨市場大多采用集中競價的方式。受市場環(huán)境、市場成員報價、外部干擾等多重因素影響，現(xiàn)貨市場價格具有較大的不確定性，給電網(wǎng)企業(yè)在現(xiàn)貨市場購電帶來較大風險［21-23］。一般來說，與日前市場價格相比，實時市場價格波動更大，且日前市場和實時市場價格具有一定相關(guān)性。電網(wǎng)企業(yè)在日前市場和實時市場購電的收益與風險分別為：

式中：rDAt和rRTt分別為t時段電網(wǎng)企業(yè)在日前市場和實時市場單位購電的收益；(σDAt)2和(σRTt)2分別為t時段日前市場和實時市場的風險值；PDAt和PRTt分別為t時段日前市場和實時市場價格；E(·)為隨機變量的期望值函數(shù)；rDAt.g和rRTt，g分別為t時段統(tǒng)計樣本g中電網(wǎng)企業(yè)在日前市場和實時市場單位購電的收益；G為隨機變量樣本個數(shù)。

2.3 計及用戶不確定性的需求響應(yīng)

電網(wǎng)企業(yè)可以調(diào)用可削減負荷和可增長負荷的需求響應(yīng)。當某時刻電量緊缺且實時市場價格較高時，電網(wǎng)企業(yè)調(diào)用可削減負荷可以降低購電成本；當某時刻電量富余且實時市場價格較低時，電網(wǎng)企業(yè)調(diào)用可增長負荷可以提高售電收益。

然而，由于用戶主觀性的影響，需求響應(yīng)存在一定的不確定性［24-25］，即使電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布的需求響應(yīng)指標相同，每次需求響應(yīng)中用戶實際削減/增加的用電量也會不同。如浙江省2020年8月組織的3次需求響應(yīng)演練中，需求響應(yīng)指標完成率分別為73.69%、41.13%、44.06%。電網(wǎng)企業(yè)實行需求響應(yīng)的風險表現(xiàn)為負荷實際削減量/增長量的不確定性。定義負荷削減系數(shù)λIL為用戶實際削減量與電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布的指令削減量之間的比值，負荷增長系數(shù)λUL為用戶實際增長量與電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布的指令增長量之間的比值。因此，電網(wǎng)企業(yè)開展需求響應(yīng)的收益rDRt和風險值(σDRt)2分別為：

式中：rILt和rULt分別為t時段電網(wǎng)企業(yè)調(diào)用可削減負荷和可增長負荷的收益；和分別為t時段統(tǒng)計樣本g中電網(wǎng)企業(yè)調(diào)用可削減負荷和可增長負荷的的收益；uILt和uULt為0-1變量，分別表示電網(wǎng)企業(yè)對可削減負荷和可增長負荷的調(diào)用狀態(tài)，滿足0≤uILt+uULt≤1；PIL和PUL分別為電網(wǎng)企業(yè)對可削減負荷和可增長負荷的補償單價。

3 電網(wǎng)企業(yè)代理購電優(yōu)化決策模型

電網(wǎng)企業(yè)進行當月購電決策時，需要將上月末預(yù)測的用電量QP分解到不同市場進行購電。在構(gòu)建優(yōu)化模型時，以QP為購電量基準，優(yōu)化電網(wǎng)企業(yè)在不同市場購電的比例，本文考慮了月度、日前、實時和需求側(cè)響應(yīng)4個不同時間尺度的市場。設(shè)xi為購電量分解到市場i的比例，滿足則電網(wǎng)企業(yè)在市場i的購電量為xiQP。

電網(wǎng)企業(yè)在4個市場中的交易可分為有風險策略和無風險策略兩類，其中，前者包含日前市場購電策略SDA、實時市場購電策略SRT和需求側(cè)響應(yīng)策略SDR，后者則為月度市場掛牌交易購電策略SML。電網(wǎng)企業(yè)將風險策略打包為風險策略組合，優(yōu)化其與無風險策略的比例，然后優(yōu)化風險策略組合中3種風險策略比例，最終得到電網(wǎng)企業(yè)4種交易策略的購電比例。將電網(wǎng)企業(yè)的策略組合記為{SML，SDA，SRT，SDR}，其中{SDA，SRT，SDR}表示風險策略組合。

假設(shè)電網(wǎng)企業(yè)在最優(yōu)風險策略組合{S*DA，S*RT，S*DR}的購電比例為ytRI，則無風險的掛牌交易策略SML的購電比例為1-yRIt。因此，電網(wǎng)企業(yè)購電組合收益的期望值E(rt)和方差σ2t分別為：

式中：rTt為t時段風險策略組合{SDA，SRT，SDR}的收益；E(rTt)為該收益的期望；(σTt)2為該收益的風險值。

實際上，電網(wǎng)企業(yè)需要在月初完成多個市場購電量分配決策，并根據(jù)結(jié)果在月度和月內(nèi)市場進行購電。電網(wǎng)企業(yè)可以通過電力現(xiàn)貨市場購電和發(fā)布需求響應(yīng)兩種途徑處理月度負荷預(yù)測誤差。本文采用場景分析法設(shè)定不同預(yù)測偏差場景來描述負荷不確定性對電網(wǎng)企業(yè)購電決策的影響［26］，則在場景s下風險交易策略的購電比例滿足：

式中：S為選取場景數(shù)；、、分別為s場景t時段中日前市場購電比例、實時市場購電比例和需求響應(yīng)電量比例；ys，t為s場景t時段風險策略組合電量比例；ωs為場景s出現(xiàn)的概率。在對不同場景負荷狀態(tài)進行隨機模擬時，假設(shè)負荷預(yù)測誤差服從正態(tài)分布［27］。

在風險策略組合中，假設(shè)電網(wǎng)企業(yè)t時段日前市場、實時市場、需求響應(yīng)電量比例分別為xt，1、xt，2和xt，3，滿足xt，1+xt，2+xt，3=1，其中下標1、2、3為風險策略組合中單個策略的編號。根據(jù)投資組合理論，電網(wǎng)企業(yè)在多時間尺度市場購電時，策略組合的預(yù)期收益等于單個購電策略預(yù)期收益的加權(quán)平均數(shù)。由于多種購電策略的風險存在相互抵消的可能，綜合購電策略組合的風險不僅取決于單個購電策略自身的風險，還取決于多種交易策略風險之間的相關(guān)性［28］。因此，電網(wǎng)企業(yè)風險策略組合的期望收益E(rTt)和風險值(σTt)2分別為：

式中：xt，j、rt，j、σ2t，j分別為t時段風險策略組合中第j類交易策略的購電比例、收益和風險值；xt，m、rt，m、σt，m分別為t時段策略m的購電比例、收益和風險值；xt，n和rt，n分別為t時段策略n的購電比例、收益；cov(·)表示兩個隨機變量之間的協(xié)方差；rt，m，g為t時段統(tǒng)計樣本g中策略m的收益；rt，n，g為t時段統(tǒng)計樣本g中策略n的收益。

電網(wǎng)企業(yè)提供代理購電服務(wù)的目的并不在于盈利，但仍有必要降低購電成本并保障代理購電價格相對平穩(wěn)。綜合不同交易策略的收益和風險值，電網(wǎng)企業(yè)以最大化所有場景下有風險和無風險資產(chǎn)總效用Ut為目標，確定最優(yōu)風險策略組合購電比例。因此電網(wǎng)企業(yè)代理購電優(yōu)化決策目標函數(shù)為：

式中：A為電網(wǎng)企業(yè)的風險厭惡系數(shù)，不同取值的A反映了電網(wǎng)企業(yè)的風險偏好；E(rs，t)為s場景t時段4種策略組合收益的期望值；σ2s，t為s場景t時段策略組合的風險值。

求解上述優(yōu)化問題得到電網(wǎng)企業(yè)對風險策略組合的最優(yōu)購電比例為y*t，對無風險策略的最優(yōu)購電比例為1-y*t，然后進一步求解風險策略組合中3種策略的最優(yōu)比例。電網(wǎng)企業(yè)總收益的期望值可以用另一種方式表示為：

式中：k為單位風險報酬，又稱為夏普比率［26］。rML、E(rTt)、σTt均為已知量，電網(wǎng)企業(yè)收益期望與風險呈線性關(guān)系。

根據(jù)投資組合理論，風險策略組合{SDA，SRT，SDR}可以確定一條有效前沿，無風險策略SML與有效前沿可以確定一條切線，當切線斜率最大時，對應(yīng)的切點即為最優(yōu)風險組合{S*DA，S*RT，S*DR}。因此，在優(yōu)化3種有風險策略時，電網(wǎng)企業(yè)的目標函數(shù)為：

求解上述優(yōu)化模型得到最優(yōu)風險組合中風險策略的購電比例分別為x*t，1、x*t，2和x*t，3，則電網(wǎng)企業(yè)對月度掛牌交易購電、日前市場購電、實時市場購電、需求響應(yīng)4種策略的最優(yōu)購電比例分別為：

式中：xML，*t、xDA，*t、xRT，*t、xDR，*t分別為t時段中月度掛牌交易購電、日前市場購電、實時市場購電、需求響應(yīng)4種策略的最優(yōu)購電比例。

4 算例分析

4.1 基本數(shù)據(jù)

選取浙江省電力市場實際數(shù)據(jù)進行仿真分析，其中，日前市場和實時市場出清價格如圖2和圖3所示，圖中除期望值外，還存在其他92條隨機曲線，表示選取的3個月日前市場和實時市場出清結(jié)果。需求響應(yīng)數(shù)據(jù)為浙江省需求響應(yīng)演練數(shù)據(jù)。電網(wǎng)企業(yè)向用戶售電的分時電價及時段劃分如表1所示。

表1 電網(wǎng)企業(yè)分時售電價格Table 1 Time-of-use sale price of power grid enterprises

圖2 日前市場出清價格Fig.2 Market clearing price in day-ahead market

圖3 實時市場出清價格Fig.3 Market clearing price in real-time market

4.2 最優(yōu)購電組合決策分析

在開展代理購電業(yè)務(wù)后，電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)預(yù)測電量可以選擇在不同市場進行代理購電。在浙江省現(xiàn)貨市場內(nèi)，電網(wǎng)企業(yè)與其他用戶公平參與現(xiàn)貨市場交易。

求解上述優(yōu)化模型得到不同時段內(nèi)電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與月度、月內(nèi)市場以及參與不同交易品種的最優(yōu)組合決策如圖4所示。從圖中可見，電網(wǎng)企業(yè)對低谷時段更傾向于通過月度市場進行掛牌交易，而對尖峰時段則更傾向于從日前市場購電，這是因為月度掛牌交易市場低谷時段價格與日前市場低谷價格期望值基本相當，而尖峰時段日前市場價格期望值明顯低于月度市場低谷時段價格。雖然日前市場價格波動大，但是電網(wǎng)企業(yè)綜合考慮收益和風險后仍傾向于參與日前市場代理購買較多尖峰時段電量。由圖2、圖3可見，日前價格與實時價格期望值比較接近且相關(guān)性較大，但實時價格波動更大，因此尖峰、高峰和低谷通過實時市場代理購電量都相對較少。需求響應(yīng)低谷時段調(diào)用了可增長負荷，由于實時市場低谷時段有時價格非常低，甚至出現(xiàn)零價，因此電網(wǎng)企業(yè)在該時段通過激勵用戶多用電可以提高收益；而尖峰時段和高峰時段實時市場都出現(xiàn)了極端高價，因此電網(wǎng)企業(yè)都調(diào)用了一部分可削減負荷，減少高電價下購電的損失。

圖4 不同時段下最優(yōu)購電決策Fig.4 Optimal power procurement decisions at different periods

通過最優(yōu)組合進行代理購電與各種方式單獨購電的經(jīng)濟指標對比如圖5所示。雖然在日前市場和實時市場單獨進行代理購電的收益較高，但是如圖2和圖3所示，由于現(xiàn)貨市場電價在高峰和尖峰時期可能偏離期望值較遠，存在較大的不確定性，多次交易將面臨較大的風險，因此對于電網(wǎng)企業(yè)而言其效用相應(yīng)較低。在月度市場通過掛牌交易代理購電雖然風險為零，但收益最低。與在單個市場上代理購買所有電量相比，組合購電雖然收益降低，但整體風險下降，能夠獲得最大的購電效用。因此，電網(wǎng)企業(yè)可以通過組合購電的方式，發(fā)揮不同市場代理購電品種的優(yōu)勢，分散市場風險。

圖5 不同購電方式的經(jīng)濟指標Fig.5 Economic indices of different power procurement modes

4.3 風險因素影響分析

1）負荷波動程度對購電決策的影響

負荷不確定性導致的代理購電預(yù)測偏差是電網(wǎng)企業(yè)開展代理購電業(yè)務(wù)時面臨的主要風險之一。圖6展示了不同負荷波動分布對電網(wǎng)企業(yè)代理購電決策的影響。與不考慮負荷不確定性的組合購電決策結(jié)果相比，模擬實際負荷偏差的購電決策會選擇增加零風險的掛牌交易代理購電量，以此來降低因代理購電預(yù)測偏差和價格波動綜合作用產(chǎn)生的購電風險。負荷波動標準差越高，負荷波動幅度增大的概率將相應(yīng)增大。綜上，電網(wǎng)企業(yè)會在月度市場不斷增加掛牌交易購電量，而有風險交易策略的購電量不斷減少。

圖6 不同偏差場景下的最優(yōu)購電決策Fig.6 Optimal power procurement decisions under different deviation scenarios

2）交易策略風險變化分析

日前市場購電、實時市場購電、需求響應(yīng)調(diào)節(jié)3種交易策略的購電風險大小直接影響購電策略組合的優(yōu)化。以單一交易策略風險變化為例，圖7顯示了日前市場購電風險變化對電網(wǎng)決策的影響。隨著日前市場購電風險的上升，電網(wǎng)企業(yè)首先更傾向于在月初提高無風險的掛牌交易購電量，其次為了保證整體購電收益，電網(wǎng)企業(yè)在現(xiàn)貨市場中會選擇相應(yīng)提高實時市場購電量來彌補部分日前市場購電的缺口，最后通過需求響應(yīng)平衡市場電量。

圖7 不同日前市場購電風險下的最優(yōu)購電決策Fig.7 Optimal power procurement decisions with different power procurement risks of day-ahead market

3）價格相關(guān)性分析

如圖2和圖3所示，日前市場出清價格和實時市場出清價格在下午的高峰時段呈現(xiàn)正相關(guān)，即日前和實時電價分時變化趨勢較為一致。圖8顯示了該時期現(xiàn)貨價格相關(guān)程度變化對最優(yōu)購電決策的影響。從整體上看，協(xié)方差數(shù)值增大，購電風險增加，此時電網(wǎng)企業(yè)更傾向于通過月度市場掛牌交易進行代理購電。在價格相關(guān)性更大時，電網(wǎng)企業(yè)可以根據(jù)日前電價更好判斷實時電價趨勢，增加日前市場代理購電量和需求響應(yīng)，減少實時電價的沖擊。

圖8 不同現(xiàn)貨電價協(xié)方差下的最優(yōu)購電決策Fig.8 Optimal power procurement decisions with different covariances of spot prices

4）電網(wǎng)企業(yè)風險態(tài)度對購電決策的影響

進一步分析電網(wǎng)企業(yè)的風險態(tài)度對參與不同交易品種代理購電組合策略的影響。在給定電網(wǎng)企業(yè)不同風險厭惡系數(shù)的情形下，其最優(yōu)組合購電分配具有一定差異。圖9顯示了風險厭惡系數(shù)A變動時，電網(wǎng)企業(yè)最優(yōu)組合策略中參與各個市場的代理購電量百分比。當A值增大時，電網(wǎng)企業(yè)更加傾向于參與無風險的掛牌交易進行代理購電，而在有風險的日前市場、實時市場及需求響應(yīng)的代理購電量減小。此時代理購電組合策略對風險厭惡系數(shù)的靈敏度隨著A的持續(xù)增大而不斷減小，而當A設(shè)置為3.2時，掛牌交易的代理購電比例已經(jīng)達到97%，因此在決策時需要細化分析電網(wǎng)企業(yè)的風險態(tài)度進行更加精準的判斷。

圖9 不同風險厭惡系數(shù)下的最優(yōu)購電決策Fig.9 Optimal power procurement decisions under different risk aversion factors

5 結(jié)論

在代理購電機制下，電網(wǎng)企業(yè)需要考慮在多個市場代理購電電量分配策略以降低購電風險并保障代理購電價格相對平穩(wěn)。本文在計及負荷水平波動、現(xiàn)貨市場價格和需求響應(yīng)不確定性的基礎(chǔ)上，分析各交易策略的相關(guān)性和風險，基于投資組合理論構(gòu)建電網(wǎng)企業(yè)代理購電決策的優(yōu)化模型，針對電網(wǎng)企業(yè)在多級市場的代理購電量分配進行詳細探討。通過算例分析，得出以下結(jié)論：

1）基于投資組合理論構(gòu)建電網(wǎng)企業(yè)代理購電決策的優(yōu)化模型可以權(quán)衡負荷波動場景下電網(wǎng)企業(yè)的收益與風險，有效考慮分時電價，決定各時段多時間尺度市場的電量分配。

2）多場景模擬實際負荷偏差的代理購電決策結(jié)果表明，月初負荷預(yù)測誤差大時，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)增加月度市場代理購電量以規(guī)避預(yù)測偏差帶來的風險，盡管會因此犧牲部分效益。

3）電網(wǎng)企業(yè)能夠根據(jù)不同風險偏好選擇更優(yōu)的代理購電組合決策。電網(wǎng)企業(yè)對風險厭惡程度較高時，購電決策趨于保守，更加傾向于參與無風險的月度市場進行掛牌交易。

隨著現(xiàn)貨市場建設(shè)的不斷推進和代理購電機制的完善，對不同交易策略的建模仍需要根據(jù)階段性市場機制和價格機制不斷改進。下一步研究將基于代理購電背景進一步考慮代理購電成交價格和用戶結(jié)算機制，為電網(wǎng)企業(yè)代理購電面對更復雜的電力市場競爭環(huán)境提供幫助。