Page 94 - 《中国电力》2026年第3期

2026 年 第 59 卷

表 1 全年购电成本及相对偏差、购电风险对比 拟各交易周期全年总购电量，则各交易周期总购
Table 1 Comparison of costs, relative deviations and mo
电量随 β 的变化如图 4 所示。随着风险厌恶系数
risks of annual power purchase
逐渐增大，主体将分配更多电量到价格更稳定的
全年购电成本与
全年购电 全年购电
决策 事后最优决策的 年度交易中，减少电价波动更大的月度交易、日
成本/亿元 风险/亿元
相对偏差/% 前交易的电量分配比例。风险厌恶系数从 0 上升
经验决策 2.125 4.58 2.765 至 0.2，年度购电量上升了 10.8%，日前购电量下
月度-现货两阶段决策 2.173 6.94 3.088 降了 6.33%。
β = 0.2时所提决策 2.090 2.85 2.726
β = 0时所提决策 2.067 1.72 2.875 1 200 年度；
月度；
日前
事后最优决策 2.032 1 000
对比 4 种事前决策，月度-现货两阶段决策购 800
电成本和风险均为最高，验证了多周期交易机制 各交易周期购电量/(GW·h) 600
有助于购电主体降低成本、规避风险；在风险厌 400
恶系数为 0.2 时，所提决策的购电成本和风险均
200
低于经验决策和月度-现货两阶段决策，证明了本
文所提购电策略的有效性。 0

0 0.2 0.4 0.6 0.8
3.2 主体风险厌恶系数对购电成本、风险及决策 β mo
的影响 图 4 不同风险厌恶系数下各交易周期购电量对比
分析不同风险厌恶系数下各决策 2024 年全年 Fig. 4 Comparison of power purchase among trading
periods under different risk aversion coefficients
购电成本、全年购电风险的变化如图 3 所示。
风险厌恶系数用于量化购电主体全年期望购 当前新能源接入比例逐渐增大的背景下，现
电成本和全年购电风险在决策中所占的权重。从 货价格持续走低，湖北省等新能源装机容量较大
图 3 可以看出，随着 β mo 的增加，决策趋于保守， 的省份出现了中长期交易均价高于现货交易均价
具体表现为 2024 年全年购电成本逐渐升高，购电 的现象。此种情况下，主体仍会愿意将部分电量
风险逐渐降低。风险厌恶系数从 0 上升至 0.2，购 分配在中长期市场以规避现货电价波动风险，但
电风险降低了 5.45%，但购电成本上升了 1.36%。 是可以预见，中长期交易均价与现货交易均价的
基于各交易周期购电量在各场景的加权和模 价差越大，相同风险厌恶程度的主体在年度交易
和月度交易中分配的电量比例将越小。

2.35
3.3 灵活性资源规模对购电成本、风险及决策的
mo
β =1
2.30 影响
β =0.8 本文将主体灵活性资源等效为储能，灵活性
mo
2.25
购电成本/亿元 2.20 资源规模即等效储能容量。固定储能时长为 年全年
小
4
时，改变储能最大充放电功率，分析
2024
2.15
mo
β =0.5 购电成本、全年购电风险的变化如图 5 所示。
图 中，不同颜色曲线表示购电主体不同的
mo
β =0.2 5
2.10
mo
β =0
灵活性资源规模，每条曲线从右至左 5 个记号分
2.05 别 表 示 风 险 厌 恶 系 数 为 时
2.65 2.70 2.75 2.80 2.85 2.90 0、 0.1、 0.5、 0.9、 1.0
购电风险/亿元 的购电决策。相同风险厌恶系数下，灵活性资源
图 3 不同风险厌恶系数下所提决策全年购电成本、全年购 规模增加，主体全年购电成本和购电风险都会随
电风险对比
之下降。灵活性资源占比从 0 上升至 50%，购电
Fig. 3 Comparison of annual power purchase costs and 成本平均降低 4.69%，购电风险平均降低 2.14%。
risks of proposed strategy under different risk
aversion coefficients 灵活性资源使得主体负荷可调空间增大，故购电
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