电力市场理论-第四部分

电力市场理论

第四局部

电力市场中的电价和相关管理

一、制定电价的根本原那么《电力法》第36条规定，制定电价应坚持“合理补偿本钱，合理确定收益，依法计入税金，公平负担〞的原那么。同时还应有利于促进合理用电及合理利用资源。“过去〞——基于本钱的会计学定价方法。形式——电价“电力市场〞——边际本钱法、当量电价法等。形式——上网电价、输电电价、销售电价、实时电价1〕最低本钱和合理本钱原那么在商品经济中，回收本钱叫做“保本〞，可以维持简单再生产。马克斯经济学在社会化大生产的经济条件下，制定价格所依据的产品本钱是指生产同类产品的生产企业的部门平均本钱，而不是个别本钱。高于平均本钱——不能维持简单再生产。等于平均本钱——能维持简单再生产。可见，在社会化大生产的经济条件下，部门平均本钱才是最低价格。电力行业的供电本钱：燃料费，水费，材料费，工资及福利费，折旧费〔指提取的固定资产折旧〕，维修费，外购电力费，其他费用〔办公费、宣传费、运输费、税金等〕。合理本钱——电能在生产、输送过程中所发生的任何必要的会计本钱，在数值上就等于是一定时期内的总支出和总产量的商。包括贷款利率、债券发行费、环保投资等。不合理本钱：1〕供求关系：用备用率指标衡量。假设备用过多那么多余容量的本钱属于不合理本钱。2〕设备和燃料的采购价格：高出市场价格或管制价格的那局部本钱为不合理本钱。3〕员工收入水平，即劳动力价格：假设收入水平高出社会公认的标准，或连续几年内工资大于社会平均增幅，那么过高的局部应视为不合理本钱。4〕科技水平和管理水平：用国际通行的资本利用率指标和劳动效率指标进行评价。5〕电能质量：凡质量未达标的电力或电能，其本钱均应视为不合理本钱。2〕合理收益原那么因此，电力工业的正常利润应与社会总资本的盈利水平相当，即接近社会平均利润。社会平均利润水平应该比银行一年期的储蓄利率略高一点。许多兴旺国家也以此作为垄断性产业投资回报率的依据。其必然性表达在以下两个方面：1〕电力要先行，其开展速度应稍高于国民经济的整体开展速度。2〕要有足够的自我积累、自我开展和还贷付息的能力。电业部门既不获取超额利润，又要有合理的收益。利润是劳动者创造的剩余价值的一局部。在测算电价时，可采用资金利润率乘以资金占用量计算利润的大小。电力行业的资金利润率水平要适当高于整个社会的平均资金利润率水平，但应以不获取超额利润为原那么。3〕依法计入税金4〕合理收益原那么5〕合理收益原那么在本钱和利润水平确定后，按国家税法的规定将税金纳入价格之中，这局部税内价。价内税费一般都有统一的收费标准，仅就供需双方而言，加内税费是一个外部既定量，因此不必作为专门的研究。制定分类和分时电价，公平合理地分摊用户的用电费用。电价的制定，应有利于改善国家能源生产和消费结构，有利于电力的有效使用。电价能给用户以正确的用电信号。鼓励用户在适当的时候以适当的方式用电。

如：分时电价——削峰填谷；功率因素调整电价——鼓励用户进行无功补偿；可中断电价——鼓励用户承担系统备用。1〕传统方案经济条件下电价形成机制存在的问题缺陷：一方面表现在价格管理机能有严重缺陷；另一方面表现在价格管理体制僵化。具体表现在以下几个方面：1〕价格管制原那么不明确，存在很大弹性。在马克思主义关于价值量决定的理论中，“社会必要劳动时间〞在实际操作时很难确定其边界值。2〕没有标准的定价方法。我国至今仍没有任何产业利润率标准，更没有确定以行业平均本钱为根底的本钱利润率和工资利润率。3〕价格管制机构职能单一。物价部门不参与“市场准入〞、需求侧管理及运营本钱的监控，与被管制企业间的信息严重不协调。4〕价格监管主体和客体关系倒置。国外新建工程，先定价、后建厂。我国那么是先建厂，后上报定价。其结果是，政府批准的工程在电价审批时就要首先予以保护。可以说，我国现行的指导性价格，既不是按方案机制形成的，也不是按边际本钱法制定的，而是倒逼出来的。5〕对价格管制机构的监督体系尚未建立。我国目前对价格管制机构的监督措施主要是申请复议和行政诉讼，而且对监管对象只限于违规罚款。对调价和定价行为没有形成有效、及时的社会约束力量。二、制定电价的理论方法2〕市场经济条件下的电价形成机制3〕电力投资与电价形成的特点市场经济条件下的价格形成机制，本质上是指通过市场机制引导资源最正确配置的价格机制。在任何情况下，资源的最正确配置作为一种稳定状态几乎是不存在的，即使存在也只能是种瞬间状态。因此，正确理解价格合理性的方法应当是看它的调节方向和调节力度，是否与资源最正确配置的要求相一致。制定电价就应首先了解电力商品和其他普通商品的共性和不同的特性，了解影响电价的主要因素，以便在电价模型中恰当运用规那么，充分反映电力生产和消费的客观规律。电力投资对电价的形成具有决定性的作用，它与电价的形成过程具有以下特点：1〕资金密集。电力行业的人均固定资产净值是其他行业平均水平的几十倍。2〕投资周期和运行周期长。建设期：火电至少3-5年，水电5-10年。运行期：火电20年，水电50年左右。3〕产品单一，资本存量调整困难。4〕发电和供电在效益和平安一体化关系。5〕电价对生产、消费具有明显的调节作用。6〕电能消费存在区域差异。7〕消费范围广泛，可替代性小，逐渐居于能源消费的主体地位。8〕电能从生产到销售的全过程属于一个整体。与其他商品不同，它在零售过程中的增值非常小。4〕制定电价的理论方法从理论上说，定价就是要确定电价水平和电价结构。电价水平由电能根底价格和供求价格组成。根底价格反映电能的自身价值，对整个电价起着决定性作用；供求价格反映电能商品的市场紧缺程度，在某种程度上会对电价产生较大的影响。电价水平可以用以下公式表示：电价水平电价结构合理的电价结构不仅要反映电力生产的特性和用电特性，还要满足计量本钱最低的要求。电价结构供电电价结构：指电力企业之间，如电厂与电网经营企业、电网经营企业与电网企业之间电力交易的价格，前者形成的电价被称为上网电价或收购电价，后者形成的电价叫做“转供〔运转〕电价〞。用电电价结构：可以分为一部制电价、两部制电价和三部制电价。调节电价结构：可以分为峰谷电价、丰枯季节电价、功率因数调节电价。电价结构与电力市场模式紧密联系！如：发电侧竞争的电力市场——上述三者均可。输配别离的零售型电力市场——实时电价或发、输、配三段式电价。三、电价的计算方法1〕电价的计算步骤电价计算需要四个根本步骤：作未来计算期内的负荷预测。核算供电本钱。计算根底电价。根据根底电价，制定电价分类。综合本钱法长期边际本钱法实施电价定价法综合本钱法指导思路：求取计算期内的全部供电本钱，然后分摊到所有用户。具体计算步骤：1〕做出计算期内的电力开展规划和资金规划。2〕本钱核算。逐工程核算供电本钱，求和得到综合电力本钱和电量本钱。其中，折旧费应分成两局部：一局部是根据现有设备的账面本钱计算得到的年折旧费；另一局部是在规划期内方案投入设备的年折旧费。3〕平均分摊本钱，即：其中：CP.d为综合电力本钱；CW.d为综合电量本钱；Pd为最大负荷容量；Wd为负荷用电量。综合本钱法具有以下特点：1〕做出计算期内的电力开展规划和资金规划。2〕计算周期较长，相对稳定，有利于防止因投资顶峰带来的电价波动。3〕只根据以往账面计算折旧费，无法表达未来通货膨胀、能源和环境开支的增加等因素，有可能导致折旧费缺乏和企业资金状况恶化。边际本钱法根据计算时间长短，可分为长期边际本钱法和短期边际本钱法。1〕长期边际本钱法〔LongRunMarginalCostMethod〕根据微观经济学理论，由于未来微增负荷的持续增长所产生的微增本钱，称为长期边际本钱。长期边际本钱法定价的理论依据是从全局考虑使社会总效益Bf最大化，数学表达有：其中，Bf为消耗电能Wd后生产的社会净效益；Be为用户使用电能Wd后产生的用电效益〔未扣除电费〕；Cd为系统总供电本钱。对Bf为求偏导数，得：对用户而言，用电Wd产生的净效益为：用户的目标是使其Bd最大，即：(1)将上式结果回代式〔1〕有：1〕可以反映用户负荷增加时的供电边际本钱。2〕能表达未来能源的价值。3〕计算周期较长，相对稳定，防止投资顶峰时出现较大的电价波动。4〕某些与时间有关的宏观因素会直接影响边际本钱法定价的实用性。5〕常常造成收支不平衡。一类情况是收入大于支出。如发电侧，其供电本钱与供电量之间呈下凹型增长曲线。此时的系统边际供电本钱总是大于系统的平均供电本钱。另一类情况是支出大于收入。如输电环节，其供电本钱与供电量之间呈上凸型增长曲线。此时的系统边际供电本钱总是小于系统的平均供电本钱。一般为了平均收支情况，需要采取各种各样的修正措施，如拉姆齐修正法、加权最小二乘法、直接附加费法等，这些措施会反过来影响边际本钱定价的经济想到作用。长期边际本钱法定价主要特点：2〕短期边际本钱法〔ShortRunMarginalCostMethod〕综合本钱法和长期边际本钱法只能反映较长时间内〔如1年或2年〕的生产本钱和总体负荷水平。分时电价也只能反映一段时间内日负荷及供电本钱的统计规律，不能精确反映每日各时段的负荷及供电本钱的变化。短期边际本钱法那么能够较好地反映较短时期内〔如1天,1h,0.5h等〕供电本钱的变化情况。当测算的时间间隔越来越短，如30min、15min、甚至5min时，所计算出的短期边际本钱在工程意义上又可称为“实时电价〞其中，k为用户编号；t为时段编号；Cw.d为电量本钱〔运行本钱〕；Wk.d为用户k在t时段的用电量；Wg.t为发出的总电能；Wd.t为用户消耗的电能；Wl.t为系统的电能损耗；PG.max为系统发电总出力；Pload为系统总负荷；Ploss为系统总网损；Pline为线路实际潮流；Pmax为线路允许最大传输容量。实时电价数学模型表达为：1〕实时电价能够反映短期内由负荷变化引起的生产本钱的变化及用电量信息，指导用户正确用电。除此以外，在电力市场中，它在节点的位置密切相关。在同一时间时刻上，不同节点的电价具有明显的差异，这种差异既能表达交易电力富裕地区向缺电地区流动的情况又能反映出输电资源的利用和拥堵状况。因此，实时电价又常被称为“Spotprice〞2〕实时电价适用于发电侧竞价上网的电价模型。它建立了电量本钱C和用电量W、用电时间t和关口〔即用户k，涉及地理位置、潮流断面、网损、传输拥挤等〕这三个最主要因素之间的关系。从理论上说，它是最理想的一种定价模式。3〕用实时电价定价，可以提供每个交易时段、各个节点的实时电价参数和信息，便于电网间的交易结算和输电费用的计算，指导发电厂随时从经济上调整发电出力，促进用户主动承担备用和合理用电。短期边际本钱法〔实时电价〕定价主要特点：四、实时电价理论1〕实时电价的定义及其数学模型1980年美国MIT的教授就提出：要改变传统的供求模式，并建立电力市场，就应像计算电压和频率一样，计算和控制点能的价格，即采用SpotPrice，它不仅随时间变化〔最初设想为5min〕，而且分区节点位置、事故和可靠性电价。20世纪80年代中后期，正式提出并建立了实时电价理论。数学模型：其中：ρk.t为第k用户在时段t的实时电价；γ为发电分量，γF.t为边际发电燃料本钱；γM.t为边际发电维护本钱；γQS.t为发电质量分量；γR.t为发电收支平衡项；η为输电分量，ηF.t为边际网损本钱；ηM.t为边际网络维护本钱；ηQS.t为网络供电质量分量；ηR.t为网络收支平衡项。2〕实时电价各分量的含义及其求解方法(1)边际发电运行本钱边际发电运行本钱是指边际发电燃料本钱γF.t和边际发电维护本钱γM.t两项之和，可简称为系统λt：其中，CF(Wg.t)、CM(Wg.t)分别是系统发电量为Wg.t时的燃料总本钱和维护总本钱。λt与系统发电量Wg.t、机组状况、水的可用率以及电力公司间的交易等因素有关。λt随系统发电量Wg.t的增加而呈上升趋势。(2)发电质量分量发电质量分量λQS.t的大小反映出整个系统发电容量的充裕程度。当电力供给十分充足时，λQS.t的值接近于零；当电力非常行紧缺时，其值增大并趋于VOLL〔缺点损失值〕。(3)边际网损本钱和边际网络维护本钱边际网损本钱ηL.t，是指用户k的负荷Wd.t发生微增变化，进而引起网损增加所带来的本钱，它与用户所在节点的位置有关，数学表达为：其中，为第k个用户的网损微增量。边际网络维护本钱ηM.t，是指用户k的负荷Wd.t发生微增变化，整个系统网络维护总本钱所发生的微增变化。(4)网络供电质量分量网络供电质量分量ηQS.t，是指用户k的负荷Wd.t发生微增变化时，电网各支路输送容量的充裕程度。当Wd.t

微增时，如果第i条支路的实际潮流远远小于其允许传输容量，该支路的网络供电质量分量ηQS.k.i.t的数值将会很小；如果第i条支路的实际潮流接近其允许传输容量，ηQS.k.i.t的值将迅速增大。(5)收支平衡项实时电价的计算依据是边际本钱理论。采用边际本钱定价，必然带来收支不平衡问题。对实时电价而言，造成收支不平衡的原因主要有两个：1〕实时电价只考虑电量本钱，如燃料费和维护费等，而不考虑容量本钱。2〕从理论上说，边际本钱必然高于或低于平均本钱。显然，为了实现系统的收支平衡，就必须在实时电价的表达式中参加相应的修正量或调整量，即对发电分量采用γR.t进行平衡，对输电分量采用ηR.t进行平衡。平衡分量的存在，在一定程度上损害了边际本钱定价方法本身所具有的优势——电力市场的经济导向作用。3〕实时电价的影响因素实时电价理论从70年代起开展到现在，已逐步成熟。实时电价理论是基于经典经济调度模型，在资源配置和约束满足情况下得出的边际电价，所以，它与经济调度和最优潮流有着深刻的联系。随着OPF潮流的开展和模型本身的完善，越来越关注影响实时电价的各种因素。从模型本身可以看出，当目标函数一定时，影响实时电价的关键因素是各种约束方程。除了潮流方程必须满足Kirchhoff定理外，还要满足相应的线路及电压约束。相应的不等式约束条件包括：A)有功局部：发电机有功出力上下限，线路有功潮流上、下限；B)无功局部：发电机〔及无功补偿器〕无功出力上下限，线路无功潮流上、下限及电压约束。因此，为了细划电价，可以把每个节点的电价按其影响因素分解成三局部：系统影子价格，网损价格，及约束价格〔阻塞和/或电压约束〕。4〕有功实时电价(1)数学模型每个节点的电价按其影响因素分解成三局部：系统影子价格，网损价格，及网络热负荷约束相关的SRMC〔短期边际本钱〕。系统影子价格为，有功功率传输时对应的网损价格为，SRMC计算的分解方程式组推导如下：当注意了输电线和发电机有功极限时，有功问题的目标是生产本钱最小化。这个问题可以说明如下：增广拉格朗日函数是：上式中拉格朗日乘子是:——λ为平衡方程〔发电与负荷〕的乘子，也成为系统λ；——为母线i处发电机组最低〔最高〕有功输出功率；

——为线路l上有功潮流极限；——Ni输电线潮流越线数量。按照边际本钱理论〔marginalcosttheory〕，边际价格对母线i处注入有功功率的ρPi是:根据边际理论〔marginalcosttheory〕，由上式〔3-10〕可以得到节点i处的有功实时电价为：第一项对应的是系统影子价格，第二项对应的是有功功率传输时对应的网损价格，第三项对应的是网络约束的短期边际本钱〔SRMC:ShortRunMarginalCost〕。它反映了由于通过网络供给功率至指定母线引起生产本钱的变化。三母线电力系统

(2)算例系统如下图。母线1和2的发电费用和边际费用已经标出，而母线3的利润和边际利润已经标出。在所有的例子中，Pi指的是母线i的注入功率。连接各个母线的每个传输线用它的电纳和它的最大潮流限制。直流潮流近似法：损耗的实部忽略，母线电压相角的差异很小，母线电压的幅值近似为1.0pu。在这种假设下，每条输电线上的无功潮流为零。在输电线ij上的潮流为：那么线路潮流有：选定作为参考，母线i总的注入量为：那么母线功率有：目标函数定为社会福利最大，即对系统而言是总毛利润最小；或把用户利润看成负值可使系统的运行费用最小。使用后者方法，那么目标函数：约束条件为：在例子中，潮流约束是必须的，因此可把它看成为带有拉格朗日系数的等式约束。其它的不等式约束是灵活的，所以可以忽略它们。那么可得到了拉格朗日函数：注意该拉格朗日函数为二次变元，优化的一阶条件为：

由二次拉格朗日函数的性质可以写出，对式〔1〕有：上式对应的一般形式有：这里γ为由费用函数的二次系数的对角矩阵，β为费用函数的线性系数列向量，A为输电线潮流约束函数的梯度，B为所谓Ybus矩阵对应于θ1的第一行。例子中A、B矩阵为：最优值解得：将其代入线潮流方程得到：拉格朗日系数表示最优的母线或节的电价，因此用户和生产商的反映价格的行为与得到的最优调度一致。

这个数据也表示了阻塞费用tij=λi-λj，每个母线电价由三个局部组成在：参考母线上的边际电价，损耗的边际费用〔不计〕和阻塞费用，或特别是拉格朗日系数可以用来表示附加费用〔增加社会福利〕，它由线路〔12〕的传输能力的增加而产生的。也就是说，如果线路12的传输能力增加e，那么总的系统费用将减少大约eμ12，即三母线系统的优化调度

对应到图上有：五、电价与合同节点实时电价的主要特点：电价随时间变化，反映的是负荷需求的不断变化；电价随节点位置变化，反映的是网损和传输阻塞的影响。一般而言，如有阻塞发生，阻塞分量总是大于网损分量，而且负荷节点电价总是高于电源节点。这样将导致全部用户支出大于全部电源收入。对pool而言，这一差额成为交易盈余(merchandisesurplus，简称MS)。其数值随着传输阻塞的增加而增加。由于电价随时间而波动，阻塞也是随机发生的，交易盈余数值上是不稳定的。阅读现象：

如何消除实时电价机制下的MS和电价波动性？？

在联营交易模式下增加双边合同1〕双边合同(contractfordifferences，缩写为CFD)原理：差价合同规定：配电公司将额外支付发电公司P(c-)的金额。其中，c为双边合同电价，为实时电价，P为供电功率。发电公司可以与pool之间签定传输阻塞合同TCC。合同规定，pool在阻塞发生时要支付发电公司Pij(j-i)的金额。其中，i为发电公司的实时电价，j为合同指定的受电点的实时电价，Pij为发电公司希望保证供给节点j的功率。这实质上是将pool获得的交易盈余用于赔偿传输阻塞发生后的受损发电厂，它保证了发电公司的稳定收益。a.输电通道和定价

由于电网约束，对所有发电机实际上是不可能在所有负荷和发电情况下具有输电通道。因此，按照电网约束，输电权应该发出确定的通道限制。要使这些输电权不考虑发电厂的有效短期调度，那么就需要诸如一个二级市场的一些机制来实现输电权交易。然而输电权是可能不提供确定的通道权，但可以提供规定的补偿来替代指定特性。b.差价合同〔contractfordifferences〕差价合同是交换合同的一种变形，这种合同只交换所出售资产的净收益，而不是资产价值本身。c.差价合同躲避价格波动买方和卖方之间的差价合同包括买方向卖方付费p(λc-λ)，其中λ是实时电价,λc是合同电价。这等效于买方净付给卖方pλc，如下图。这时的合同结算是一个纯粹的财务问题：买方欠卖方的款项等于合同价格；卖方欠买方的款项等于现货市场价格；买方支付给卖方的款项等于合同价格与现货市场价格之差。d.〔怎样进行〕调度和定价？如下图一个4母线电网，由相同阻抗的输电支路组成，每条支路具有40MW的热容量。母线上各有一台100MW的容量发电机，但各边际本钱不同。发电机A是一个必开电源，其余的0到100变化。各母线所带负荷在0到120之间变化。在带负荷的母线上，相关用户和发电商签定了给定功率的长期电能合同，具体负荷、发电和合同的数据如表所示。母线用户负荷（MW）发电容量（MW）边际成本（$/MWh）合同量（MW）合同电价（$/MWh）A1201001410014B601002610026C0100200---D60100325032在市场模式中

在市场模式中，所有电量都销售到实时市场。每台发电机提交一个竞价到安排次日方案的过程中，确定了最小和最大出力和报价，如下表所示。可以看出：发电机A通过申报相同的100MW的最小和最大功率表示它的不灵活、必须运行的状态。这个不灵活性，它不能是系统的边际电源，所以它的竞价是无关的。其它三台发电机提供灵活的运行，可一直到它们100MW的容量，并以等于它们边际本钱的电价竞价。发电机最小量（MW）最大量（MW）竞价（$/MWh）A100100---B010026C010020D010032基于这些竞价，中心调度组织方案发电以便最小化总用户本钱，同时还要服从为满足负荷和输电网限制的要求所强加的约束条件。没有输电约束，经济调度将运行最少本钱的电源和满足负荷的必要的边际电源。这将导致如下图在一个无约束调度，发电机B为40MW，发电机C为满负荷。而该运行模式下满足的潮流，在支路2和3都超过了40MW的热极限。无约束方案l2l3为了满足电网约束，调度员须按不同的组合来方案发电机B和C。发电机D的出力那么决定于平衡发电和负荷的需求。许多约束限制了可能的出力范围。水平和垂直虚线代表了这两个电源的发电容量限制。成45度角度的两条虚线说明了发电机D可能的出力水平，使发电和负荷到达平衡时的这两个厂的最小和最大发电。无约束方案就存在于发电机C的容量约束和最大发电线的交叉点上〔C点〕。ABC剩余的两条虚线描述在支路2和3上的热约束条件。例如，在支路2上的每个节点的热约束代表一个发电模式，它将导致通过支路2的潮流达40MW。类似地，支路3的热约束说明一个发电模式，它将导致通过支路3的潮流达40MW。所有这些约束恰好确定发电机B为30MW和发电机C为80MW〔A点〕；因此，所有虚线约束线都通过该点。为了描述该点的每条约束，我们只需要决定当一个电源的出力变化时，另一个须如何变化，以满足联合约束条件。阴影区域代表满足所有发电和电网约束的出力水平的集合。点线说明了产生相同的总用户本钱的集合。这条线向右移动得越远，本钱就越低。约束调度—GB=80MW,GC=60MW就出现在阴影区域和相同本钱分界线的交叉点〔B点〕。以下图显示约束调度所关联的潮流恰好满足支路3的热约束条件。边际发电机和电网效率相互影响得到的竞价决定本地实时电价。由于输电约束，发电机B和C都是边际发电机。因此，实时电价——定义为满足负荷的边际本钱——在这些母线上等于关联竞价。下表显示了基于约束方案和本地实时电价所形成的发电机收入和用户付款。在总的用户付款和发电机收入之间的$640/小时的差距代表电网组织增加的堵塞收入。如果电网使用者有补偿权，那么堵塞收入将改为增加这些持有补偿权者的收入。例如，一个可行的配置是发电机C有40MW到母线B的补偿权和40MW到母线D的补偿权。对发电机C总的补偿将等于在母线B和C的电价差额〔$6/MWh〕乘以关联权〔40MW〕加上在母线C和D的电价差额〔$10/MWh〕乘以权量〔40MW〕，也就是$640/小时。表1.在市场模式中的实时交易

母线实时电价（$/MWh）计划发电（MW）发电机的实时收入（$/小时）计划负荷（MW）用户的实时付款（$/小时）A2810028001203360B26802080601560C2060120000D3000601800总计---24060802406720发电机和用户也会签定一些重新分配风险和钱的流向的经济合同，如下表所示。这些合同被定为“解决差值的单向合同〞。换句话说，如果实时电价过高，发电机补偿用户在实时电价和合同电价之间的差值；如果实时电价相同或过低，就没有补偿发生。这样，发电机A以他们的合同中的每100MW按$14/MWh补偿用户A。在其他两个合同中就没有补偿。表2.在市场模式中的合同交易

母线合同量（MW）合同电价（$/MWh）实时电价（$/MWh）用户的合同收入（$/小时）A10014281400B10026260C0---200D5032300总计250------1400如下表所示，展示了所有参与者的最终情况，它代表实时和合同交易的总和。当所有买卖是通过实时市场交易的，这些经济合同能降低甚至消除在实时市场电价变化的影响。母线发电机收入（$/小时）用户付款（$/小时）实时合同总计实时合同总计A2800-140014003360-14001960B208002080156001560C120001200000D000180001800总计6080-140046806720-14005320表3.在市场模式中的最终情况

例如，只要发电机A能发出它的必须运行的100MW，它的同用户A的合同就取保连续的$1400/小时的纯收入。类似地，依靠合同，用户A锁定它的第一个100MW的小时负荷为$14/MWh的电价，然后只为它的最后的20MW接受$28/MWh的实时电价。在供给者模式中在供给者模式中，合同量可以使用实际合同来谈判和定价，而不管实时市场。假设每个实际合同给用户这个选择权，而未规定某一电价上指定发电机的出力。如：用户A具有完全的选择权，因为合同电价在预计实时电价之下，而它的负荷超过合同量。用户B将它的用电量限制到它方案的60MW负荷。用户D没有收获，因为$32/MWh的合同电价超过了预计实时电价。表4.在供给者模式中的合同交易母线合同量（MW）合同电价（$/MWh）发电机的合同收入（$/小时）A100141400B60261560C0---0D0320总计160---2960实时市场如何对超过合同量的交易进行管理？在供给者模式中的实时市场供电有两个目的——允许发电机和用户进行额外的电能交易和向电网管理员提供灵活性以保持系统可靠性。一般来说额外的电能交易将首先发生在无约束方案开展的时候；同电网管理员的交易将作为调整方案的手段以遵守电网约束。实时市场可以采用各种可能引起不同的定价机制和竞价策略的方式进行组织。如：直接跳过实时市场，这将引起如下表中的竞价〔这里假设与市场模式具有相同竞价模式〕。注意这里的竞价可以由方案的合同量来调整。发电机最小量（MW）最大量（MW）竞价（$/MWh）A00---B-604026C010020D010032表5.在供给者模式中的实时市场竞价在上表竞价情况下，发电机和用户将进行额外的电能交易。下表说明了有关的实时电价、量和钱的流向。因为所有发电机和用户有无限制的固定输电权，可把所有电能看作在一个单一实时市场中交易。因此，实时电价在电网中是统一的。由此产生的方案被解释为合同和实时发电的总和。在考虑电网约束之前，就与前面章节所确定的无约束调度相匹配。表6.在供给者模式中的实时交易母线实时电价（$/MWh）实时发电（MW）发电机的实时收入（$/小时）实时负荷（MW）用户的实时付款（$/小时）A260020520B26-20-52000C26100260000D2600601560总计---802080802080此时，允许所有市场参与者无约束的固定销售就产生了一个不可行的方案。因此，电网管理员必须做出有目的的电能买卖以使电网潮流符合所有约束。但电网管理员将以报价买卖，而不是统一的实时市场电价。电网购置将等于在约束方案结合处所做的“有约束〞和“无约束〞的补偿。以竞价为根底的边际电网交易确保了边际电价向每个发电机和用户发出的信号是适当的本地实时电价。由电网管理员引起的净本钱意味着全部无价值的调度本钱。在英格兰和威尔士市场中，这些本钱是通过对用户“提价〞来接受的。在供给者模式中，这些无价值本钱将是电网组织全部收入需求的一局部。依靠电价调整的特性，每年在总电网本钱构成中波动的风险可被分配给电网组织或电网使用者。如果电网管理员成功地交易使得这些本钱最小化，这样的方案将匹配前面章节的最优约束方案。表7.在供给者模式中的电网交易母线竞争电价（$/MWh）电网购买（MW）发电机的电网收入（$/小时）A---00B26401040C20-40-800D3200总计---0240表8.在供给者模式中的最终情况母线发电机收入（$/小时）用户付款（$/小时）合同实时电网总计合同实时总计A140000140014005201920B1560-52010402080156001560C02600-8001800000D0000015601560总计296020802405280296020805040正如上表所给出的那样，所有参与者的最终情况反映了合同购置、实时交易和电网交易。把在供给者模式中的结果与在无约束市场模式中进行比较。在供给者模式中发电机C多出$600/小时。出现差异是因为发电机C能以统一的$26/MWh的实时电价销售100MW的实时电能，而不是在市场模式中他的$20/MWh的本地实时电价。相似地，用户A和D通过以统一的实时电价购置实时电量而受益。在供给者和市场模式中，由于面对各方的边际电价信号都是相同的，这种差异并不会导致短期的低效率。然而，通过使低电价的发电机和高电价的用户受益，存在总利润的转移将歪曲正确的本地鼓励。所有电网使用者将不得不为“放入〞和“拿出〞的负荷付款以向电网组织补偿对电网的使用。这些负荷将随地点的变化而构成不同利润组合，从而恰好抵消在统一实时电价中交易的权力所期望的利润。如果固定电网负荷正确地反映这些本地差异，那么两种模式将提供相同的位置信号。结论六、负荷预测和电价预测1〕负荷预测负荷预测是指从的用电需求出发，考虑政治、经济、气候等相关因素，对未来的用电需求的预测。负荷预测电力需求预测——对电力系统的运行而言，负荷预测用来合理安排机组起停、检修以及确定系统的旋转备用容量。其作用是显而易见的！电能需求预测——电能需求预测那么决定着发电设备的类型〔如调峰机组、负荷机组等〕。意义——电力需求预测决定着发电、输电、配电系统新增容量的大小。我国负荷预测工作的历程：在1970—1996年的缺电时期，由于控制用电，控制报装等客观原因，造成负荷预测的准确度不受实际检验，随意性较大，并且对新方法的应用力度不够。1997年后，我国电力市场供需矛盾缓解，局部地区供大于求，甚至出现了供电负增长，电力开展有资源约束转向了需求约束。1998年全社会用电同比增长只有2.6%，是20世纪90年代以来增速最低的一年。1999年，除经济兴旺地区外，有些地区的用电仍处于低迷状态。在电力市场机制下，电力公司力求及时、准确把握负荷变化的信息，对负荷预测的重要性和迫切性提到了新的高度，同时也对负荷预测的精度提出了更高的要求。负荷及负荷预测的种类a)负荷的种类对负荷类型的划分有很多，如用电类型、用电水平、电费等级或地理区域分类。如按全社会用电情况：第一产业、第二产业、第三产业和居民用电。如按行业类别可将负荷细分为：农林牧渔水利业、工业、地质普查和勘探业、建筑业、交通运输邮电通信业、商业饮食物资供销仓储业、居民用电和其他。b)负荷预测的种类负荷预测按功能划分为

两大类。系统负荷预测母线负荷预测指用于平安监视和负荷控制、编制运行方案、安排检修方案等。按指定的时刻，将系统负荷预测值转换为各母线的有功负荷和无功负荷计算值，进而替代某些错误的量测值和没有量测到的数值，或用于修正母线负荷模型的数值。系统负荷预测母线负荷预测(1)第一种规定：按预测周期划分按时间划分负荷预测种类的方法不是唯一的。根据负荷预测的适用场合和使用的便利性，又有两种常见的分类方式。(2)第二种规定：长期负荷预测——周期为数年或数十年；中期负荷预测——周期为1月至1年，用于水库调度、机组检修、交换计划、燃料方案的长期运行方案的编制；短期负荷预测——周期为1日至1周，用于编制调度方案；超短期负荷预测——周期为未来1小时以内，用于质量控制时为5-10s，用于平安监视时为1-5min，用于预防控制和紧急状态处理时为10-60min。长期负荷预测〔20年以上〕、年负荷预测、月负荷预测、日负荷预测、周负荷预测、短期负荷预测〔10-60min〕、超短期负荷预测〔5-10s或1-5min〕。按全社会用电或行业类别划分：民用负荷预测；商业负荷预测；农村负荷预测；工业负荷预测等。按预测负荷的特性划分：最大负荷预测；最小负荷预测；平均负荷预测；峰谷差预测；顶峰负荷平均预测；低谷负荷平均预测；母线负荷预测；负荷率预测等。负荷预测的特点及步骤a)负荷预测的特点做好负荷预测工作首先应了解负荷预测的机理，掌握负荷预测技术的特点。负荷预测所依据的根本原理有：可知性原理、可能性原理、连续性原理、相似性原理、反响性原理和系统性原理。负荷预测具有以下几个显著特点：不准确性或不完全准确性；条件性；时间性；同一时间不同条件下的多方案性。显然，不可能存在某种方法，它在任何时候、任何地点，对任何对象，都具有普遍的适用性。b)负荷预测的步骤根底资料分析负荷预测经济开展预测准备滚动负荷预测选取预测模型调查并搜集资料明确负荷预测的内容和要求结果审核根据不同地区、不同时期的具体情况，确定合理的预测内容和预测指标。尽可能全面、细致地收集所有需要的资料，防止臆想的数据去填补负荷预测数学模型中所缺少的资料。对收集的大量信息去伪存真，提高关键数据的可信度。掌握经济开展对电力需求的影响。一般来说，经济增长必然带动电力需求的增长。在这方面要重点关注国家增加投入、扩大内需、结构调整通货紧缩、企业经营状况及深化改革等因素。选取模型，确定模型的参数。勇预测模型进行负荷预测，给出“上、中、下〞几个可能的、较为可靠地预测方案。结合专家经验对预测结果、预测精度及可信度作出评价，用历史数据样本进行检验，并进行自适应修正。积累资料，为下个年度的滚动负荷预测做好准备。c)负荷预测的方法(1)常规单一的负荷预测方法即曾经流行的德尔菲法〔Delphi〕也称专家调查法，是一种采用通讯方式分别将所需解决的问题单独发送到各个专家手中，征询意见，然后回收汇总全部专家的意见，并整理出综合意见。随后将该综合意见和预测问题再分别反响给专家，再次征询意见，各专家依据综合意见修改自己原有的意见，然后再汇总。这样屡次反复，逐步取得比较一致的预测结果的决策方法。该方法简单，但盲目性较大。专家预测法类比法对具有相似研究特征的事件进行比照分析和预测，如新开发区的建设，无历史经验可以借鉴，此时可用类比法预测负荷的开展。主观概率预测法对不能做实验或试验本钱太高，无法接受的方案，请假设干专家估计特定单耗法单耗是反映国民经济及各部门用电特性的重要指标。单耗法就是通过对过去单耗的统计分析，结合国民经济和社会开展规划的指标，按单耗来预测需电量。单耗法可分为“产值单耗法〞和“产量单耗法〞，产值单耗法既可用于近期预测，也可用于长期预测，产量单耗法仅适用于近期预测。单耗法虽然方法简单，但需做大量细致的统计分析工作，且由于政治经济等因素的影响，对中、远期预测的准确性难以确定。负荷密度法某地区的总人口〔总建筑面积或土地面积〕，按每人平均用电量〔即用电密度〕计算该地区的年用电量。比例系数增长法假定负荷按过去比例增长，预测未来的开展。事件发生的主观概率，然后综合得出该事件的概率。弹性系数法设x为自变量，表示国民生产总值，y为用电量且函数y=f(x)可导，那么弹性系数εyx可以定义为：电力弹性系数εyx的概念自从国外引入以来，便被视为衡量电力工业和国民经济开展关系的重要指标。一般认为，如果εyx>1，说明电力工业的开展超前于国民经济的开展；反之εyx<1，说明电力工业的开展滞后于国民经济的开展。但近几年，电力弹性系数连续多年低于1，而国民经济仍保持较高的增长高速，导致经济增长与用电增长关系处于非正常状态。上述现象解释为：

不能简单地把“电力工业适度超前开展〞理解为电力弹性系数大于1。当电力工业根本保证国民经济开展和人民生活质量时，电力弹性系数可能只需要0.8，这样电力弹性系数在0.8-1之间就可以说得到了适度超前开展。不能简单地与国外的弹性系数进行比较。不能简单地GDP度量弹性系数。总之，对具有一定规模的电力系统进行负荷预测时，不能仅仅依靠单一的弹性系数法、人均电量预测法或单耗法等方法。这些方法的共同特点是，将电力需求作为一个整体，根据某个单一的指标进行预测，方法虽然简单，但比较笼统，且很难反映现代经济、政治和自然气候条件的影响。因此，应该采用先进的计量经济模型、投入产出模型、数学规划模型、气候影响协调模型等进行负荷预测。(2)负荷预测的新技术趋势外推预测技术电力负荷虽有随机、不确定的一面，但却有明显的变化和开展趋势。根据各行业负荷变化的规律，运用趋势外推预测技术进行负荷预测能够得到较为理想的结果。外推法有线性趋势预测、对数趋势预测、二次曲线趋势预测、多项式趋势预测、季节型预测和累计预测等方法。外推法的优点是：只需要历史数据，所需的数据量较少；缺点是：如果负荷出现变动会引起较大的误差。负荷回归模型预测技术该技术根据以往负荷的历史资料，用数理统计中的回归分析方法对变量的观测数据统计分析，确定变量之间的相关关系，从而实现负荷预测的目的。回归模型有一元线性回归、多元线性回归、非线性回归等。其中，线性回归可用于中期负荷预测。时间序列预测技术在实际问题中，多数预测目标的观测值构成的序列表现为广义平稳的随机序列或可以转化为平稳的随机序列。依据这一规律建立和估计生产实际序列的随机过程模型，并用它进行负荷预测。时间序列预测技术有一阶自回归、n阶自回归、自回归与移动平均ARMA〔n,m〕预测等。这些技术的优点是所需历史数据少、工作量少；缺点是没有考虑负荷变化的因素，只适合用于负荷变化比较均匀的短期预测的情况。灰色预测技术灰色系统理论是邓聚龙教授1982年提出的。研究发现概率统计追求大样本量，必须先知道分布规律、开展趋势，而时间序列法只致力于数据拟合，对规律性的处理缺乏。以此提出了灰色系统的理论。以灰色系统理论为根底的灰色预测技术，可在数据不多的情况下找出某个时期内起作用的规律，建立负荷预测的模型，用于短期负荷预测。(3)负荷预测技术的开展动态优选组合预测技术优选组合预测技术有两层含义：一种从几种预测技术得到的结果中选取适当的权重加权平均；二是可在几种方法中比较，选择标准偏差最小或拟合度最正确的一种技术。专家系统预测技术专家系统是基于知识建立起来的计算机系统，它拥有某个领域内专家们的知识和经验，能像专家们那样运用这些知识，通过推理做出决策。实践证明，精确的负荷预测不仅需要高新技术的支持，同时也需要融合人类自身的经验和智慧。因此，就会需要专家系统这样额定技术。专家系统这样预测技术适用于中长期负荷预测。模糊预测技术建立在模糊数学理论上的一种负荷预测新技术，有模糊聚类预测技术、模糊相似优先比技术和模糊最大贴近度技术等。神经网络预测技术神经网络ANN〔ArtificialNeuralNetwork〕预测技术可以模仿人脑做智能化处理，对大量非结构性、非确定性规律具有自适应功能。有信息记忆、自主学习、知识推理和优化计算的特点。这些是常规算法和专家系统技术所不具备的。神经网络预测技术适于做短期负荷预测，此时可近似认为负荷的开展是一个平稳的随机过程；否那么，可能会因政治、经济等大的转折导致其模型的数学根底的破坏。小波分析预测技术小波分析是一种时域-频域分析方法，在时域和频域上同时具有良好的局部化性质。小波变化能将各种交织在一起的不同频域混合组成的信号，分解成不同频带上的块信息。对负荷序列进行正交小波变化，投影到不同的尺度上，各个尺度上的子序列分别代表原序列中不同“频域〞的分量，可清楚地表现负荷序列的周期性。以此为根底，对不同的子负荷序列分别进行预测。由于各子序列周期性显著，采用周期自回归模型〔PAR〕会得到更为精确的预测结果。最后，通过序列得到完整的小时负荷预测结果，它要比直接用原负荷序列进行预测来得精确。空间负荷预测技术空间负荷预测技术是上个世纪80年代提出的，它不仅能够进行负荷预测，而且能对未来负荷的地理位置分步进行预测。这种方法适用于新建开发区的负荷预测，并能够与DSM、MIS、GIS等结合，实现资源共享，进而使负荷预测和系统规划更全面、更合理。d)影响负荷预测的主要因素许多因素都会对负荷预测的精度产生不良影响，如何排除各种不确定因素的负面影响一直都是科技工作者追求的主要目标。气候变化和自然灾害的影响气候因素有很多，但主要以气温和湿度为主。随着空调器具的普及，气候变化对负荷的影响愈来愈显著，生活用电的比例逐年增加。这种趋势在我国许多大中城市的电网中已经出现。以某城市电网统计，当夏季气温超过37摄氏度时，温度每上升1摄氏度，负荷增加80兆瓦。此外，严重自然灾害如地震、冰灾、洪涝等，也会造成电力负荷的大幅波动。宏观产业结构调整的影响宏观产业结构调整必然会影响电力需求的变化。譬如，基建工程实行“宏观调控〞，直接“刺激〞或“抑制〞国民经济的开展和耗电大企业的用电，造成电力负荷的变化。能源市场变化的影响从整个能源消耗市场来看，电力市场只是其中一个组成局部。事实上，用户消费能源的种类和数量与能源价格和易用性均有关系。在一定条件下，用户选择电力消费和其他能源消费的比重可能发生变化，有时甚至发生逆转。如：管道煤气价格的提高会使居民用电迅速增加；电价居高不下或供电网络不完整，那么会导致农村用户将电力能源消费改变为其他能源的消费。可见，电力消耗与其他能源的小号之间有着密切的联系。国内外能源价格的调整都会对电力负荷产生一定的冲击。因此在进行负荷预测时应该关注能源市场的变化，考虑各种替代能源的供需情况和价格因素，并尽可能在负荷预测模型中予以考虑。环境保护的影响全面实行和强化环境保护对电力工业也有较大的影响。一方面，生产、生活、效劳等行业对情节的电力能源的需求更为迫切，从而增加电力消费支出的力度；另一方面，电力企业强化治污，执行环境保护标准，必然会增加电力商品的本钱，不利于降低电价，这反过来会影响那些实力较弱或消费能力有限的用户对电力的需求。因此，进行负荷预测时最好根据系统的具体情况，恰当地考虑近期和未来的环境保护对电力消费的影响。人口因素的影响人口数量、人口结构、家庭规模、住宅小区的特性会直接影响居民生活用电的需求。因此，在对生活用电进行负荷预测时，要适当考虑这些因素。错误估计国民经济开展速度造成的影响过高估计国民经济开展速度，导致负荷预测结果过高，备用容量偏多，效益下降。存在虚报负荷现象，某些地方在作系统规划时，片面理解“电力要适当超前开展〞的思想，为使工程批复上马，向上虚报和夸大负荷增长率。过高估计工业开展速度，提供的数据与实际情况相去甚远。其结果是，整个系统的负荷预测结果较多地偏离实际数值，导致系统出力在短期内大幅度变化，进而影响电力系统的经济运行。过低估计国民经济开展速度，导致负荷预测结果偏低，紧急状态时系统发电容量和备用容量缺乏，限制用电，对工农业生产和人民生活造成严重影响。2003年上半年我国局部电网出现的电力供给紧张状况，在很大程度上应归咎于前期对国民经济开展速度的过低估计。为此，2003年国家不得不对“十五〞电力规划从新进行调整。此外，大量高耗能、重污染的小火电厂的存在，因其运行曲线难以准确把握而会影响到整个系统负荷预测的准确性。实时需求侧管理带来的影响需求侧管理〔DSM〕是指电力公司为鼓励用户调整电力需求的时间和大小，采取错峰避峰措施，采用节能和“绿色〞电气，调整电力消费模式，而采取的一种管理模式。近年来，世界各国普遍通过技术、经济、行政的手段，采用需求侧管理手段改变用户负荷曲线的形状，调整用户侧的电力需求。此外，将DSM与综合资源规划〔IRP〕有机结合，可使电力企业、用户和社会三方同时受益。目前，我国大多数电力企业都接受了需求侧管理的思想，意识到需求侧管理是一种需求资源，直接影响负荷水平的上下。因此，在今年的负荷预测工作中，应该考虑全面实施需求侧管理所带来的影响。电价弹性带来的影响电力市场引入了实时电价制度，不同关口或节点的电价均不相同，而且每个时段都要调整一次。对大型用户、供电商或零售商而言，及时适应期货市场和现货市场电价的变化、调整用电或售电策略是非常自然的事情。当预期电价上扬时，电力消费受到抑制；当预期电价下降时，电力消费将会增加。由此可见，电力市场环境下建立各类负荷的电价弹性响应模型，进而修正和完善现有的负荷预测模型将是十分必要的。负荷预测小结负荷预测在电力系统规划和运行方面具有重要地位，它对国家的能源建设、人民生活和整个社会效益的发挥起着重要的作用。在电力市场机制下，要研究新的预测方法和模型，减少各种主要因素的影响，提高预测精度，使负荷预测工作科学化、标准化和制度化。从经济角度看，负荷预测实质是电力市场需求的预测。负荷预测的精准度对电力公司具有较大的影响。预测值太低，可能导致切负荷或减少向相邻供电区域售电的收益；预测值太高，会导致新增电容量甚至现有发电容量不能充分利用，即有些电厂的容量系数太小，造成投资浪费和资金效益低下。2〕电价预测电价预测的重要性在放松管制的电力市场中，电价预测和功率需求预测是优化决策的两个根本条件。电价预测的精度直接影响交易的收益和风险。因此，市场参与者需要一种有效的电价预测和电价灾变预测工具。电价预测的作用〔受益者〕受益者发电商：可以进行策略报价，获得更多的利润；电厂投资者：可以正确选择厂址并评估盈利的前景；用户：可以确定合理的购电量和购电时段，降低自己的生产本钱。电价预测存在的问题〔难度〕在设计电价预测模型时，首先会想到负荷预测的方法。但是遗憾的是负荷预测的方法并不能直接用来预测现货电价。？原因在于：虽然电价曲线和负荷曲线在时间上根本一致，但电价变化并不具备增长性，而且受到更多非确定因素，如供需变化、燃料价格波动、元件开断、网络阻塞以及市场力的影响。许多非确定因素很难进行检测和量化，更无法纳入电价的预测模型。也就是说，预测现货电价比预测功率需求更为困难。电价预测的主要方法及其进展目前电价预测的方法大致可归为五类：1〕神经网络法；2〕时间序列法；3〕模糊建模法；4〕运行仿真法；5〕市场均衡分析法。此外，在上述模型根底上，结合其他数学工具如混沌理论、灰色理论等，可以演绎出新的电价预测方法。

神经网络法

神经网络法是目前研究最多的一种电价预测方法。1997年，科学家用神经网络法对英国电力库〔PowerPool〕的系统边际电价〔SMP〕进行了预测，这可能是最早的电价预测文献。这种方法的优点是，可同时处理多个因子，对电价平均值序列具有较好的预测效果；缺点是：输入和输出数据量大，运算时间长；受变量不确定性的影响很大；当电价大幅波动时，预测效果不稳定。尤其在那些电价突变点处，预测精度普遍较差，单点最大预测误差很大。目前不少神经网络的变种处理方法，但仍未根本上解决上述问题。

时间序列法

时间序列法是数据处理和预测的一种根本方法。1998年，GoranKoreneff等论述了电价预测在能量管理系统中的重要性，并用时间序列对芬兰和挪威电力市场的最高点价和平均电价进行了预测。同时，在模型中引入了时间序列法的温度关联修正模型；提出了按日期分类和建模的思想，建立了WorkdayModel,EveModel(Saturday)和HolidayMode〔Sunday〕三种典型的预测模型。该模型存在的问题是：1〕对日期所属季节有严格限制，假设日期归类不当，那么会出现较大误差。2〕对某种日类型的预测模型而言，还要进行白天〔12:00-14:00点模型〕和夜间〔02:00-04:00点模型〕回归分析，数据处理量大、计算过程繁杂。3〕确定温度关联修正模型中各参数的权重并非易事。4〕在电价突变点附近，预测误差较大。1999年，华盛顿州立大学的ZoranObradovic评价了时间序列法的在美国电力市场电价预测方面的应用前景。2000年，中国的黄日星等用点平滑法和基于累积式自回归滑动模型〔ARIMA〕的时间序列分析法，对加州电力市场的市场清算价〔MCP〕进行了预测。得出的结论是，时间序列法预测短期期货电价，在多数情况下是不成功的。

模糊建模法

模糊建模法是软计算技术的重要内容之一。从理论上说，模糊建模法对扰动因素不敏感，其规那么有利于处理系统的定性信息，具有与神经网络法相同的功能。2000年，中国的张平安等用模糊建模法对美国加州电力市场的平均市场清算价进行了预测，得到的结论是最正确的规那么数目仍未找到；发杂结构的辨识能力有待提高。到目前为止，这种方法的预测效果尚无法令人满意。运行仿真法1999年，美国PJM互联系统市场效劳部得Jeffreybastian介绍了PJM电力市场采用的运行仿真预测程序〔MAPS〕。MAPS程序的优点是：可以根据运行条件和系统约束实际调度情况，从而预测各节点的详细电价曲线，评估市场结构和发电投资的经济性，了解市场行为甚至计算输电的本钱。但是，这种预测方法不仅需要大量数据，而且还有很多细致的要求，譬如：详细的输电模型；机组最优组合程序；经济和平安调度模型；实时仿真工具；丰富的信息资源。其难点是，要将发电和输电系统间复杂的交付过程用显示表达出来。因此，对一般市场成员而言，使用如此复杂的程序是难以想象的。市场均衡分析法这种方法的理论依据是经济学的市场均衡理论，它试图根据预测的发电报价曲线和系统负荷的预测值求解市场均衡点，进而推导出电价的预测值。所使用的工具通常是“市场平衡分析〞和“基于代理的模拟法〞。2000年，伦敦商学院的Bunn对此进行的研究说明，应用该方法有两个难点：1〕如何准确预测各个电厂的报价曲线；2〕如何模拟市场中潜在市场力的影响。这些因素常常影响预测的精度和稳定性，进而影响这种方法在实际电力市场中的推广和应用。电价预测小结对上述几类电价预测方法比照分析后发现，它们具有以下一些特点：1〕运行仿真法功能强大，但所需条件既多又苛刻，难以被一般市场成员掌握。2〕市场均衡法的两个主要条件能以准确把握，直接影响预测效果和稳定性。3〕基于历史数据的统计类预测方法仍是研究的主流。4〕从数据结构看，已有统计类电价预测方法均以整个交易日作为实体进行预测。5〕多是方法的平均电价预测效果较好，但都存在单点预测误差过大问题。七、发电竞价(上网竞价)1.概述随着电力市场的兴起与开展，在发电领域引入竞争，通过“上网竞价〞模式实现电力资源优化配置是电力工业市场化改革的必然趋势。在现阶段的发电市场中，竞价是电厂间唯一的竞争手段。竞价的成功与否，对电厂的生产经营至关重要，而合理、完善的竞价策略对竞价有着极大的帮助。在市场经济中，追求企业经济利益的极大化成为企业经营的根本目标。取得最大经济利益的根本方法就是“开源节流，增收节支〞，在发电竞价上的最直接的表达是竞价的根本目标是获得尽可能多的利润。竞价的一般模型作为一种决策过程，确定竞价策略与其他决策过程有着类似之处。

首先，明确决策的目标，对于竞价决策，其目标是在符合发电企业长期经营战略目标的前提下，通过竞价交易，获得尽可能多的利润。其次，确定评价各种竞价策略的标准，以比较竞价策略的优劣。比较竞价策略的标准是各种策略对竞价目标的满足。最后，设计、制定假设干种竞价策略施。比较各竞价策略，选择最优策略。显而易见，关键的过程在于如何设计、制定竞价策略。制定完善的竞价策略需要充分掌握市场、竞争对手和企业自身的相关信息，比较、分析企业与竞争对手间的优势和劣势，因地制宜地确定竞价策略。竞价的目标是追求企业利润的最大化。影响利润的两个关键问题是价格与本钱。价格、本钱、利润的关系在方案体制和市场体制下有着不同的表现形式。在方案体制下，利润是国家由确定的所谓“合理的利润〞，价格受制于本钱和利润，不能反映市场的供求关系。而在市场体制下，利润是变化的、不确定的，受制于价格和本钱，而价格由市场调节，本钱那么取决于企业的经营。利润=价格-本钱价格=本钱+利润竞价策略应该使企业得到尽可能高的成交价格。但是，利润由价格与本钱决定，竞价策略必须同时考虑企业的生产运营本钱。就企业经营的一般规律来说，短期经营，价格应该高于变动本钱；长期经营，价格应该高于平均本钱。竞价意味着价格是唯一的竞争手段，成交价格的预测是决策的必需过程，只是在确定竞价策略时可能以不同的形式表现。决策人员可能只凭经验简单估计成交价格，也可能利用计算工具进行复杂的预测计算。企业的生产过程应该是一个闭环的控制系统，发电市场竞价的结果迅速反响至企业的生产运营环节，如本钱过高导致不能获得足够的利润，那么企业必须改造生产流程以降低生产运营本钱。在现阶段的发电市场，由于运营规那么不完善，支持系统不健全，企业能够获得的市场信息和竞争对手信息有限，不利于竞价决策。相对而言，获取企业自身的信息较为容易，特别是已建有MIS系统、或ERP系统的企业。由于需要处理大量的信息，单凭决策人员的个人经验和直觉，不能很好地进行分析、判别。因而，辅助决策工具对决策人员的工作有着重要的作用，如价格预测工具、经济分析工具、概率分析工具等。掌握运筹学的相关理论，如最优化方法、博弈论，对决策人员也有着极大的帮助。2.电力市场环境特点发电市场是一个特殊的竞争市场，有其显著的特征。首先，由于各电厂将电力统一出售给电网公司，最终用户并未参与交易，各电厂面对的是一条毫无弹性的需求曲线，电厂报价的上下不对负荷需求产生影响。其次，发电市场中，各电厂只有价格这个唯一的竞争工具，除个别电厂可能由于地域或电网平安稳定的要求而必须上网发电外，适宜地改变价格是电厂唯一能采取的竞争策略。但为了防止恶意的竞价，目前各发电市场都规定了最高和最低限价。第三，无论是在方案交易或实时交易市场，各电厂都是在相当长的时间范围内进行“重复博弈〞，而且电厂采用的价格策略能够迅速得到市场和竞争对手的回应。因此，电厂制定竞价策略时，必须考虑竞争对手的行为。第四，市场不成熟，管理机构缺乏经验，根本的体制问题没有解决，没有标准的市场竞争秩序，“公平、公正、公开〞还只是停留在口头上。第五，目前大局部的发电市场都采用简单易行的有限电量竞争模式，在核定电厂方案电量的根底上，拿出方案电量的10％—15％进行竞价，在电力供给相对过剩的地区，很容易造成低价竞争。3.理性竞价竞价是在供大于求的市场中发生的，这也是目前大局部发电市场的情况。市场竞争的剧烈程度主要取决于系统可用容量超过系统负荷的程度和系统中电厂的数量。发电企业是投资密集型的企业，已有的电厂不能轻易地退出电力行业，供大于求的矛盾造成的竞争是可想而知的。当系统中的电厂数量较多时，特别是小火电、小水电过多时，为了防止竞价失败以至无法上网发电，竞价的电厂更难于达成妥协，因而竞争加剧。竞价交易过程中，电厂可以迅速得到竞争对手的回应，因而制定竞价策略时必须考虑对手的行为。随着“厂网分开〞的逐步实行，电厂更需要从切身利益出发，电厂的竞价行为应该更具备理性。在供大于求的发电市场中，简单的降价不能保证电厂的长期利益，也不能获得合理的短期利润。低价抢电量的行为很容易由于对手的跟进降价，造成恶性的价格竞争。特别是低于本钱报价，更是对电厂自身没有任何好处，更不能指望以此拖垮竞争对手。现有某些发电市场的低价竞争，主要是由于有方案电量作为保证以及现有不合理的市场体制，毕竟不是长久之计。对于供大于求的发电市场，可以设想两种长期竞价的结果。一种结果是最终按发电本钱竞争上网。假设每个电厂都很理性，当发电收入不能抵消发电本钱时不发电。由于电厂间长期不断的竞价，任何一个电厂采用的竞价手段其他电厂都可以采用，如：每个电厂都可以准确的预测交易价格，由于市场供大于求，长期竞价的结果必然使交易价格下降并趋向电厂的发电本钱，而各电厂在发电亏本时不发电，竞价交易就是比较电厂发电本钱的上下，发电本钱低的电厂首先上网发电，发电本钱高的电厂淘汰出局。另一种结果是电厂间形成妥协，共同上网发电。虽然市场供大于求，但电厂间可以形成妥协：电厂不以最大装机容量发电，只以局部容量发电，结果是每个电厂都可以上网发电。如果发电本钱高的电厂不计损失压低价格，使得发电本钱低的电厂竞价失败，就可能在电厂间形成妥协。而且，现有发电市场采用的按容量段报价的规那么，也容易达成妥协。上述的两种结果与发电市场是否采用统一清算价格无关。根据预测的交易价格、电厂的变动本钱以及电厂运行的约束条件，报价员就可以确定竞价的方案。价格是电厂间竞争的唯一工具。确定竞价方案的关键是如何预测可能的交易价格。多数情况下，报价员主要凭借经验和历史数据估计交易价格、申报数据。由于现有发电市场提供的市场信息有限，一般只有系统的负荷预报数据、历史交易价格数据和电厂以往的申报数据，单纯的依靠经验和直觉估计交易价格较为困难，因此有必要为报价员提供科学、合理的预测工具。对竞价交易而言，发电市场的客观环境、市场参与者及其竞价策略相比照较稳定，有一定的规律性可循。因而不同于长期经济调度，短期内的市场交易价格可以依据一定的数学模型进行预测计算。制定竞价策略时，首先根据以往的交易价格数据和其他相关数据，对可能的交易价格进行预测，具体的预测算法可采用目前较为成熟的灰色理论、神经元网络等。预测的交易价格作为确定竞价方案的参考。一般确定竞价方案的步骤如下：预测交易价格。预测计算可采用相应的算法程序，同时结合报价人员的经验，确定可能成交的电价。确定是否参与竞价。以预测的交易价格作为上限，以单位变动本钱为下限，作为申报价格的变化范围。以单位变动本钱为下限的理由是，竞价交易考虑的是一个短期的时间范围，在此期间，无论是否上网发电，固定本钱都会发生，因而电厂竞价的收入应该考虑至少抵消变动本钱。计算电厂可能的最大收入〔假设能够以预测价格成交〕，根据可能的最大收入与变动本钱的比较，确定电厂是否参与竞价，如果收入缺乏以弥补变动本钱，可以考虑不参与竞价。确定竞价方案。根据预测的交易价格、电厂的变动本钱以及电厂运行的约束条件，报价员就可以确定竞价的方案。4.电厂报价系统依据国内电力市场的开展需求，发电报价和发电管理系统应突破传统方案经济体制下旧有MIS系统的技术框架，变方案驱动的生产、经营运行模式为市场电能报价驱动的经济平衡运营模式，把MIS系统离散的记录式管理手段改变为连续的约束推进型模型，并采用先进的MRPⅡ/ERP的设计模式，但应不拘泥于它,从而更适合电厂现阶段及未来开展的需要。它最显著的特点应包括以下几个方面：以竞价上网，经济独立核算的信息作为生产、技术、管理和财务安排的信号，屡次平衡，以求得电厂的最大经营效益；把市场的开展与电厂本身的经营活动、电厂的经济运行与生产、平安运行、电厂的财务管理与人、财、物的流动紧紧地联系起来；涉及电厂所有的经营活动，把国家的政策法规、市场法制和本厂的运行规程有序地组织起来，保证国家、电厂以及电厂员工各自的合法权益；技术先进，能随时模拟电厂的经营活动，为电厂的开展提供更多的思路。1〕.电力市场对发电厂新的要求发电侧电力市场的逐渐开放对电厂以传统方案经济体制下的运营模式是一个新的挑战，它要求电厂要转变经营生产观念，重构经营策略，满足电力市场对电厂运行的要求：电力市场使电厂的经营思想要从被动方案发电转变为主动竞价上网发电，因而电厂要充分了解构成电力市场和影响其运营的主要因素；电厂实行竞价上网发电，其关键要掌握电价的成因，实时电价波动的规律，电厂固定本钱和变动本钱的不确定因素，从而把电厂的投资策略，长期经营目标〔如还本付息〕和短期运营方案〔如支付变动本钱〕有机地结合起来，实现电厂的最正确效益；电厂的经营活动涉及到燃料、水、环保等诸多与社会经济活动有关的元素，电厂必须从把握社会经济开展的趋势入手，正确评估电厂与社会的关系，正确预测未来负荷—价格—效劳质量的需求关系，正确掌握电力市场的运行法规和规那么才能在剧烈竞争的发电市场立于不败之地；电厂的经营与平安生产密切相关，除了实施传统的平安措施外，电厂的经营同机组的性能也紧密联系在一起，如辅助效劳市场的开展为电厂提供了一条可能较大幅度增加收入的途径，但这必须基于电厂对机组性能，控制技术和对市场规那么更透彻的了解和运用，辅助效劳市场可能是电厂经营者面临风险最大也可能是收益最高的地方；电力市场要求电厂的经营活动要符合国家对环境保护，对资源优化配置的总体要求，因而对电厂的管理手段提出了现代化的需求，电厂应建立一套相应的管理机构和运营手段来满足电力市场的需要。为此，发电报价〔GBS〕及发电管理系统应实现：发电报价〔即技术数据和经济数据的申报〕、浏览电网信息和市场信息、接收调度方案,发电本钱分析、运行方案、检修方案、资源优化、市场分析、风险分析、当地运行工况监视等功能。依据这些要求，并在传统的MIS系统和DCS系统上，在下面主要针对电力市场对电厂的报价及其经营系统局部的要求进行较详细的讨论并提出整套系统的细化功能和配置。2〕.发电报价及发电管理系统设计的理论依据发电厂是典型的流程型企业。九十年代以来，企业管理从以企业为中心〔Enterprise-Focused〕转到以客户为中心〔Customer-Focused〕企业中非常重要的市场资源，环境信息等过去较难把握的大量外部信息资源必须进入企业经营管理模型。新的企业功能模型包括市场预期和反响，即其中市场分析、仿真、决策支持是新一代管理模