【双层规划,节点出清价,绿证交易,CVaR方法】两级电力市场环境下计及风险的省间交易商最优购电模型附Matlab代码

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🔥 内容介绍

一、引言

随着我国“双碳”目标的持续推进，全国统一电力市场建设进入深水区，“省间-省内”两级电力市场的运营架构已全面落地，省间交易商作为连接跨区跨省资源与省内用户的核心市场主体，其购电决策的科学性直接决定了电力资源的跨区域优化配置效率。当前两级电力市场环境下，省间交易商的购电决策面临多重不确定性风险：省间现货市场的节点出清价存在强随机波动特性，绿证交易价格随新能源消纳进度呈现显著的时变特征，极端供需失衡场景下的电价尖峰冲击极易给交易商带来巨额亏损。

传统省间交易商购电模型大多采用单目标确定性优化框架，完全忽略多市场耦合下的风险传导效应，无法同时兼顾购电经济性与风险可控性，极易出现极端场景下的收益大幅回撤问题。针对该行业痛点，本文引入条件风险价值（CVaR）方法精准量化多重不确定性带来的潜在风险，构建“上层省间交易商购电决策-下层两级市场联合出清”的双层规划模型，将节点出清价的内生形成机制与绿证交易的联动约束深度嵌入优化框架，实现计及风险约束的省间交易商最优购电策略求解，相关模型完全适配当前我国两级电力市场的实际运营规则，具备极高的理论创新价值与工程落地性。

二、两级电力市场多市场耦合机制与不确定性风险分析

我国当前的两级电力市场采用“省间市场优先组织、省内市场协同出清”的运营时序：省间交易商首先在省间中长期市场、省间现货市场完成跨区跨省购电交易，同时在绿证交易市场完成对应的绿色电力证书采购，之后将省间购入的电力作为刚性边界纳入省内电力市场的出清过程，最终形成省内各节点的实时出清电价。该架构下三类市场的价格与交易行为深度耦合，形成了复杂的风险传导链条。

2.1 节点出清价的内生形成机制

省间现货市场采用跨区域节点边际定价机制，节点出清价由区域内的机组报价、电网阻塞情况、实时负荷水平三类因素共同内生决定，并非传统模型中假设的外生随机变量。当省间跨区输电通道出现阻塞时，不同区域的节点出清价会出现显著的空间价差，该价差直接决定了省间交易商跨区域购电的套利空间与潜在风险。本文采用场景生成法刻画节点出清价的随机波动特性，基于历史市场出清数据生成1000组符合真实分布的节点出清价场景，通过场景削减技术最终保留20组典型场景，覆盖电价尖峰、电价低谷、正常波动三类运行状态，精准还原节点出清价的概率分布特征。

2.2 绿证交易的联动约束机制

根据我国绿证交易的相关规则，省间交易商采购的绿证数量必须覆盖其出售给省内用户的绿色电力对应的可再生能源电量，未足额完成绿证消纳义务的市场主体将面临高额的惩罚性成本。绿证交易市场的价格与电力市场的新能源占比深度绑定：当新能源大发时段，绿证供给量大幅增加，绿证价格显著下降；当新能源出力不足时段，绿证供给收缩，绿证价格会出现大幅上涨。该联动特性使得绿证交易的成本波动与电力市场的电价波动形成强相关性，进一步放大了省间交易商总购电成本的不确定性。

2.3 多重不确定性下的风险识别

省间交易商在购电决策过程中面临的核心风险可分为三类：一是省间现货节点出清价尖峰风险，极端供需缺口场景下节点出清价可能达到平时电价的5-10倍，直接导致交易商购电成本大幅超支；二是电网阻塞风险，跨区输电通道的突发阻塞会导致省间购入的电力无法送入省内，交易商被迫在省内高价补购电力，产生额外的阻塞损失；三是绿证价格波动风险，绿证价格的非预期上涨会大幅增加交易商的绿证采购成本，侵蚀原本的购电收益。传统的均值方差风险度量方法无法刻画电价尖峰这类厚尾分布的极端风险，本文采用CVaR方法精准度量极端场景下的潜在超额损失，实现对尾部风险的严格管控。

⛳️ 运行结果

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