电力系统调峰辅助服务交易方法、系统、设备和存储介质

技术领域

本发明涉及电力市场化交易领域，特别涉及一种电力系统调峰辅助服务交易方法、系统、设备和存储介质。

背景技术

2017年8月国家发改委、国家能源局确定南方(以广东起步)地区、甘肃、浙江、山西、山东、福建、四川、蒙西等地区作为第一批现货市场建设试点，开展现货市场建设工作。以上八个现货市场试运行后，除了浙江和广东两地，其余六个试点均保留了调峰辅助服务市场，与现货市场同步运行。

2020年9月28日，国家发改委在全国推进电力市场化改革暨中长期电力交易视频会议上要求各省区全面推开现货交易。在这样的背景下，如何设计调峰辅助服务交易机制，实现清洁能源消纳与现货市场运行相统一是全国可地区亟需解决的问题之一。

传统的调峰辅助服务市场基于“三公调度”模式下运行，本质上为不同发电厂之间的发电权交换，属于发电侧之间电能量交易范畴，实质上将低谷时清洁能源消纳责任视为全体发电侧的责任。现货市场以现货电能量交易为核心。六个保留深度调峰辅助服务交易的现货试点，并未设计适应现货市场运行的调峰辅助服务市场机制，存在以下不足之处：其一，调峰辅助服务成本未向用户侧进行疏导，只是在发电侧之间根据电量比例进行分摊，不符合“谁受益、谁承担”的原则；其二，不能实现调峰辅助服务市场与现货市场的有效融合，从而扭曲现货市场所发现的价格信号，不利于正确反映供需形势。

发明内容

有鉴于此，提供一种电力系统调峰辅助服务交易方法、系统、设备和存储介质，以解决相关技术中的问题。

本发明采用如下技术方案：

一种电力系统调峰辅助服务交易方法，包括：

确定调峰基准；

基于调峰基准和发电系统的平均负荷率确定调峰交易的卖方和买方；

获取卖方申报的运行日的最小负荷率和调峰交易价格；

由电力调度机构按照电网运行实际需要根据卖方申报的交易价格由低到高依次调用；

基于预设的单位统计周期，计算调峰补偿电量，计算调峰交易中标机组的补偿费用；

基于预设的规则，计算发电侧市场主体和用户侧市场主体分摊费用。

可选的，所述调峰基准为火电机组50％负荷率。

可选的，所述基于调峰基准和发电系统的平均负荷率确定调峰交易的卖方和买方包括：

单位统计周期内平均负荷率低于调峰基准的火电机组为卖方；

单位统计周期内平均负荷率高于调峰基准的火电机组、风电、光伏和市场用户为买方。

可选的，所述预设的单位统计周期为15分钟。

可选的，所述调峰交易价格包括：不同出力区间时的调峰补偿价格；

其中，第一段出力区间起点为机组的最小负荷率,最后一段出力区间终点为调峰基准，每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价；每一个报价段的报价大不于于上一个报价段的报价。

可选的，所述基于预设的单位统计周期，计算调峰补偿电量，计算调峰交易中标机组的补偿费用，包括：

由电力调度机构按照电网运行实际需要根据日前竞价结果由低到高依次调用；

确定单位统计周期内实际调用到的最后一台调峰机组的报价为调峰交易出清价格；

确定单位统计周期内，各个卖方的调峰补偿电量；

各个卖方的调峰补偿电量与所述调峰交易出清价格的乘积为单位统计周期各个卖方的调峰补偿费用；

单位统计周期各个卖方的调峰补偿费用的和为总补偿费用。

可选的，所述基于预设的规则，计算发电侧市场主体和用户侧市场主体分摊费用包括：

所述总补偿费的一半由发电侧市场主体基于其上网电量占该时段总上网电量的比例进行分摊；

所述总补偿费的另一半由用户侧市场主体分摊。

本申请还提供一种电力系统调峰辅助服务交易系统，包括：

确定模块，用于确定调峰基准，并基于调峰基准和发电系统的平均负荷率确定调峰交易的卖方和买方；

获取模块，用于获取卖方申报的运行日的最小负荷率和调峰交易价格；

调用模块，用于由电力调度机构按照电网运行实际需要根据卖方申报的交易价格由低到高依次调用；

计算模块，用于基于预设的单位统计周期，计算调峰补偿电量，计算调峰交易中标机组的补偿费用并基于预设的规则，计算发电侧市场主体和用户侧市场主体分摊费用。

本申请还提供一种电力系统调峰辅助服务交易设备，包括有处理器和与所述处理器相连接的存储器；

所述存储器用于存储计算机程序，所述计算机程序至少用于本申请提供的电力系统调峰辅助服务交易方法；

所述处理器用于调用并执行所述存储器中的所述计算机程序。

本申请可读存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现如本申请提供的基于增强现实的空调选型方法中各个步骤。

本发明采用以上技术方案，提供一种电力系统调峰辅助服务交易方法，可以与目前的现货市场解耦运行，互不干预，实现二者的有序衔接，通过获取卖方申报的运行日的最小负荷率和调峰交易价格；由电力调度机构按照电网运行实际需要根据卖方申报的交易价格由低到高依次调用的方式，避免扭曲现货市场所发现的价格信号，正确反映供需形势。同时，我们提供的电力系统调峰辅助服务交易方法可以实现调峰辅助服务成本向用户侧的疏导，使用户侧也义务承担调峰辅助服务费用，促进市场用户以对电力系统更友好的方式用电。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易方法的流程图；

图2是本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易系统的结构示意图；

图3是本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易设备的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本发明所保护的范围。

首先对本发明实施例的应用场景进行说明，2017年8月国家发改委、国家能源局确定南方(以广东起步)地区、甘肃、浙江、山西、山东、福建、四川、蒙西等地区作为第一批现货市场建设试点，开展现货市场建设工作。以上八个现货市场试运行后，除了浙江和广东两地，其余六个试点均保留了调峰辅助服务市场，与现货市场同步运行。2020年9月28日，国家发改委在全国推进电力市场化改革暨中长期电力交易视频会议上要求各省区全面推开现货交易。在这样的背景下，如何设计调峰辅助服务交易机制，实现清洁能源消纳与现货市场运行相统一是全国可地区亟需解决的问题之一。传统的调峰辅助服务市场基于“三公调度”模式下运行，本质上为不同发电厂之间的发电权交换，属于发电侧之间电能量交易范畴，实质上将低谷时清洁能源消纳责任视为全体发电侧的责任。现货市场以现货电能量交易为核心。六个保留深度调峰辅助服务交易的现货试点，并未设计适应现货市场运行的调峰辅助服务市场机制，存在以下不足之处：其一，调峰辅助服务成本未向用户侧进行疏导，只是在发电侧之间根据电量比例进行分摊，不符合“谁受益、谁承担”的原则；其二，不能实现调峰辅助服务市场与现货市场的有效融合，从而扭曲现货市场所发现的价格信号，不利于正确反映供需形势。本申请针对这一问题提出了对应的解决方案。

实施例

图1为本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易方法，该方法具体可以包括如下步骤：

S101、确定调峰基准；

在介绍本申请提供的方案之前，首先需要明确市场主体。具体的，市场主体为省级电力调度机构调度指挥的容量10万千瓦及以上的火电机组、省内各级电力调度机构调度指挥的接入35千伏及以上系统的风电场和光伏电站、受电电压等级为10kV及以上市场用户(下文简称：市场用户)。

其中，所述调峰基准可以但不限于为50％负荷率。需要说明的是调峰基准是一个可以调节的量，这个量是由电力系统基于最近总用电情况汇总后分析确定的。一般情况下。调峰基准为50％负荷率。

S102、基于调峰基准和发电系统的平均负荷率确定调峰交易的卖方和买方；

具体的，单位统计周期内平均负荷率低于调峰基准的火电机组为卖方；

单位统计周期内平均负荷率高于调峰基准的火电机组、风电、光伏和市场用户为买方。

需要说明的是，在实际应用场景中。火电机组的发电量是可控的。而风电光伏和市场用户的发电量并不可控或不易控。所以在进行。电力系统调峰时，卖方为单位统计周期内平均负荷率低于调峰基准的火电机组；买方为单位统计周期内平均负荷率高于调峰基准的火电机组、风电、光伏、市场用户。

其中，单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务购售双方收支费用。

S103、获取卖方申报的运行日的最小负荷率和调峰交易价格；

具体的，所述调峰交易价格包括：不同出力区间时的调峰补偿价格；

其中，第一段出力区间起点为机组的最小负荷率,最后一段出力区间终点为调峰基准，每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价；每一个报价段的报价大不于于上一个报价段的报价。

需要说明的是，对于一个成熟的火电机组，低负荷运行是具有一定的风险。且一般情况下出力区间的负荷越低风险越大。为了平衡火电机组进行调峰时的风险。本申请采用了不同出力区间采取不同调峰补偿价格的方式，以负荷越低价格越高为总体参考策略进行定价。同时设置最小负荷率，以避免嘲讽过程中出现由于负荷率过低而导致火电激素发生意外状况而造成的损失。

具体的，例如一个火电机组A的最小负荷率可以为30％负荷率，调峰交易价格可以为：第一出力区间(负荷率30％—35％)价格为a1；第二出力区间(负荷率35％—40％)价格为a2；第一出力区间(负荷率40％—45％)价格为a3；第一出力区间(负荷率45％—60％)价格为a4；其中，a1≧a2≧a3≧a4。

S104、由电力调度机构按照电网运行实际需要根据卖方申报的交易价格由低到高依次调用；

依照上述调用方式，可以选择最低的交易价格完成调峰，并且由于负荷率越低价格越高。通过步骤S104中的方式还可以保证卖方火电厂在负荷率较高，较为安全的出力区间运行。

S105、基于预设的单位统计周期，计算调峰补偿电量，计算调峰交易中标机组的补偿费用；

具体的，步骤S105包括：由电力调度机构按照电网运行实际需要根据日前竞价结果由低到高依次调用；

确定单位统计周期内实际调用到的最后一台调峰机组的报价为调峰交易出清价格；需要说明的是，通过步骤S104中的调用方式在调峰过程中，最后一台调峰机组的报价为本周期调峰中最高的报价。如此可以保证卖方火电厂的权益还可以保证在该周期内对各个卖方火电机组的价格公平。

确定单位统计周期内，各个卖方的调峰补偿电量；

各个卖方的调峰补偿电量与所述调峰交易出清价格的乘积为单位统计周期各个卖方的调峰补偿费用；

单位统计周期各个卖方的调峰补偿费用的和为总补偿费用。

S106、基于预设的规则，计算发电侧市场主体和用户侧市场主体分摊费用。

具体的，所述总补偿费的一半由发电侧市场主体基于其上网电量占该时段总上网电量的比例进行分摊；

所述总补偿费的另一半由用户侧市场主体分摊。

本发明提出的一种电力系统调峰辅助服务交易方法可以与现货市场解耦运行，互不干预，实现二者的有序衔接。同时，本发明提出的一种电力系统调峰辅助服务交易方法可以实现调峰辅助服务成本向用户侧的疏导，使用户侧也义务承担调峰辅助服务费用，促进市场用户以对电力系统更友好的方式用电。

结合各个优选方案。本申请提供的电力系统调峰辅助服务交易方法具体包括：(1)确定市场主体：

市场主体为省级电力调度机构调度指挥的容量10万千瓦及以上的火电机组、省内各级电力调度机构调度指挥的接入35千伏及以上系统的风电场和光伏电站、受电电压等级为10kV及以上市场用户(下文简称：市场用户)。

(2)确定调峰基准：

调峰基准为火电机组50％负荷率。

(3)确定调峰交易的卖方和买方：

(3-1)卖方为单位统计周期内平均负荷率低于调峰基准的火电机组；

(3-2)买方为单位统计周期内平均负荷率高于调峰基准的火电机组、风电、光伏、市场用户。；

(4)确定单位统计周期：

单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务购售双方收支费用。

(5)每日11时前，调峰交易的卖方申报运行日的最小负荷率和调峰交易价格。调峰交易价格指火电机组在不同出力区间时的调峰补偿价格，可最多申报5段，第一段出力区间起点为机组的最小负荷率,最后一段出力区间终点为调峰基准，每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报价曲线必须随出力增加单调非递增。

(6)调峰交易出清机制：

由电力调度机构按照电网运行实际需要根据日前竞价结果由低到高依次调用。调峰交易出清价格p为单位统计周期内实际调用到的最后一台调峰机组的报价。假设某一时段共有N台火电机组中标。

(7)计算调峰补偿电量

各火电机组的调峰补偿电量为单位统计周期内，平均负荷率低于调峰基准形成的未发电量，假设第i台中标调峰机组的调峰补偿电量为Q

(8)计算调峰交易中标机组的补偿费用，假设第i台机组的补偿费用为M

单位统计周期内该机组的补偿费用为：

M

(9)计算单位统计周期内调峰补偿总费用，记为M，计算方式为：

(10)计算发电侧市场主体分摊费用：

调峰补偿总费用在发电侧的分摊总费用为M/2。单位统计周期内平均负荷率高于调峰基准的火电机组、风电、光伏，分别根据其上网电量占该时段三者总上网电量的比例，将M/2分摊完毕。

(11)计算用户侧市场主体分摊费用：

调峰补偿总费用在发电侧的分摊总费用为M/2。各个市场用户，根据其用电量占所有市场用户用电量的比例，将M/2分摊完毕。

图2是本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易系统的结构示意图；参照图2，本申请还提供一种电力系统调峰辅助服务交易系统，包括：

确定模块21，用于确定调峰基准，并基于调峰基准和发电系统的平均负荷率确定调峰交易的卖方和买方；

获取模块22，用于获取卖方申报的运行日的最小负荷率和调峰交易价格；

调用模块23，用于由电力调度机构按照电网运行实际需要根据卖方申报的交易价格由低到高依次调用；

计算模块24，用于基于预设的单位统计周期，计算调峰补偿电量，计算调峰交易中标机组的补偿费用并基于预设的规则，计算发电侧市场主体和用户侧市场主体分摊费用。

图3是本发明实施例提供的一种电力系统调峰辅助服务交易设备的结构示意图。参照图3，本申请还提供一种电力系统调峰辅助服务交易设备，包括有处理器31和与所述处理器相连接的存储器32；

所述存储器32用于存储计算机程序，所述计算机程序至少用于执行请本申请任一实施例所述的电力系统调峰辅助服务交易方法；

所述处理器用于调用并执行所述存储器中的所述计算机程序。

本申请还提供一种计算机可读存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现如本申请任一实施例所述的基于增强现实的空调选型方法中各个步骤。

可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。

需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。

流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本发明的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本发明的实施例所属技术领域的技术人员所理解。

应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(PGA)，现场可编程门阵列(FPGA)等。

本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。

此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。

上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。