Page 95 - 《中国电力》2026年第3期
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蔺国欣等：考虑多周期序贯交易风险的年度购电决策方法                                           2026  年第 3 期




                   2.35          β =1     0 MW/0 MW·h (0%)；     年日前交易总购电量增长了               37.21 GW·h，平均每
                                  mo
                                          25 MW/100 MW·h (25%)；
                   2.30                   50 MW/200 MW·h (50%)  天增长约     101.95 MW·h；灵活性资源也可避免产生
                                  mo
                                  β =0.9
                   2.25                                         偏差回收费用，因此平均电价最低、偏差回收电
                  购电成本/亿元  2.20     β =0.5                      价最高的年度交易总购电量也会上升。
                                                                    在多周期交易机制下，最长周期交易往往平
                                    mo
                   2.15
                                       mo
                                                   mo
                   2.10               β =0.1      β =0          均电价最低，偏差回收电价最高，现货交易往往
                                                                电价波动最剧烈；因此，购电主体配备的灵活性
                   2.05
                                                                资源规模越大，上述两类交易购电量将增多，中
                   2.00
                     2.60  2.65  2.70  2.75  2.80  2.85  2.90   间各交易周期总购电量将减少。

                                 购电风险/亿元
               图 5   不同灵活性资源规模、不同风险厌恶系数下所提决策                    4    结论
                        全年购电成本、全年购电风险对比
              Fig. 5    Comparison of annual power purchase costs and
                 risks of proposed strategy under different scales of  多周期交易机制下，各交易周期购电决策耦
               flexible resources and different risk aversion coefficients  合，多周期序贯交易风险难以刻画。针对上述问

              主体可以利用现货电价的波动，在电价较低时充                             题，本文提出考虑多周期序贯交易风险的年度购
              电或多用电，在电价较高时放电或少用电，从而                             电决策方法，通过算例分析，得出如下结论。
              降低购电成本；灵活性资源也可帮助购电主体避                                 1）所提决策方法能够有效降低购电成本、规
              免偏差回收费用的产生。且灵活性资源规模较小                             避购电风险。相对于基于经验的固定比例分配电
              时，其规模增长为主体带来降低成本、规避风险                             量策略，风险厌恶系数为              0.2  时，所提决策方法
                                                                可降低全年购电成本            1.65%，降低全年购电风险
              的效益更大。
                  从表   2  不同灵活性资源规模及占比下各交易                      1.41%； 相 对 于 事 后 最 优 决 策 ， 风 险 厌 恶 系 数 为
              周期购电量对比可以看出，随着灵活性资源规模                             0  时，所提决策方法全年购电成本仅高出                   1.72%。
              等效储能容量增加，平均电价最低的年度交易和                                 2）购电风险在决策中所占权重不同，会导致
              电价波动最大的日前交易总购电量都有增长，而                             不同交易周期电量分配比例不同。对风险更厌恶
              月度交易电量逐渐下降。灵活性资源占比从                        0  上   的购电主体，长周期交易分配的电量越多，短周
              升至   50%，年度交易总购电量上升             4.04%，日前交         期交易分配的电量越少。风险厌恶系数从                      0  上升
              易总购电量上升         26.53%，月度交易总购电量下降                 至  0.2，购电风险降低       5.45%，购电成本上升        1.36%；
              4.43%。灵活性资源可以利用现货电价波动降低购                          年度购电量上升         10.8%，日前购电量下降         6.33%。
              电成本，因此日前交易总购电量上升，表中可以                                 3）增大灵活性资源规模可以同时降低购电成
              看出，灵活性资源规模从              0  上升至  200 MW·h，全       本和风险。灵活性资源可以实现负荷随时间的平
                                                                移，既有利于购电主体利用现货电价波动降低购
              表 2   不同灵活性资源规模及占比下各交易周期购电量对比
               Table 2   Comparison of power purchase among trading  电成本，也有助于避免偏差回收费用的产生。灵
                  periods under different scales and proportions of  活性资源占比从    0  上升至   50%，购电成本平均降
                              flexible resources
                                                                低  4.69%，购电风险平均降低           2.14%。
                                   年度交易     月度交易     日前交易
                灵活性资源规模与占比         总购电量/    总购电量/    总购电量/          本 文 面 向 具 有 一 定 灵 活 调 节 能 力 的 电 力 用
                                    (GW·h)   (GW·h)  (GW·h)     户，刻画了多周期序贯交易风险，验证了多周期
                  0 MW/0 MW·h（0%）   579.10   263.40   140.24    序贯交易机制有助于主体降低购电成本、规避风
                10 MW/40 MW·h（10%）  586.74   260.67   145.70    险，探索了灵活性资源规模对主体多周期序贯交
                20 MW/80 MW·h（20%）  592.75   259.00   153.12    易决策的影响。所提多周期序贯交易风险建模方
               30 MW/120 MW·h（30%）  595.53   256.63   162.86    法也适用于其他购电主体。后续，将深入研究多周
               40 MW/160 MW·h（40%）  598.17   254.63   171.04    期不确定性的更精确建模和模型的加速求解，进
               50 MW/200 MW·h（50%）  602.48   251.72   177.45    一步提高年度购电决策模型的可靠性和求解效率。


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