一种结算价延迟披露下综合能源风险定价调度方法

本发明涉及能源领域，尤其涉及一种结算价延迟披露下综合能源风险定价调度方法。

背景技术：

1、现有综合能源系统中包括电力市场、 服务商、签约的用户聚合体三方，用户向服务商买资源（价格由服务商决定，但要保证用户的用能成本低于不接入电力市场）；服务商再通过电力市场向外部买电。目前，外部的价格公布得慢，而内部给用户的价格提前公布；在外部电价未知的情况下，服务商通过决策内部能源价格引导用户聚合商负荷响应，并同步进行自身的资源调度，控制净购电成本尾部风险。由于用户会选择在低成本用能，内部价格会影响用户的用能分布。一旦内部价格定价不合适，用户在某个时段集中用能；在外部价格公布后发现用户集中用能时段对应的外部电价高，根据内部定价决定了服务商自身收入、以及负荷分布；而外部价格决定了服务商自身成本；一旦两者（负荷分布与外部电价）错配，服务商就会面临比较大的亏损。

2、现有综合能源系统优化运行技术通常以日前价格预测值、源荷预测值或若干不确定性场景为输入，对区域综合能源服务商侧的光伏、内燃机、热泵、电转气设备、储能设备以及用户侧需求响应资源进行联合调度。部分方案会进一步引入用户侧综合需求响应，通过内部电价引导用户聚合商进行负荷转移、电能替代、热负荷削减、储能充放电以及燃气锅炉供热等响应，从而降低综合运行成本或提高多能互补利用效率。

3、但是，在电力现货市场交易和结算环境下，区域综合能源服务商通常需要在运行前先向用户承诺内部电价；用户根据该内部电价完成用能响应后，会形成相对固定的净电、热、气需求边界。与此同时，外部电力市场用于购电或售电结算的实际价格可能在调度执行后才披露。也就是说，服务商必须先定价、先诱导用户响应、先执行一定的电网交互功率，然后才能获知真实结算价格。

4、现有技术的不足主要体现在以下方面：

5、将外部结算价格简单视为已知价格或单一预测价格，未充分刻画内部电价提前承诺与外部结算价格延迟披露之间的信息时序错配；

6、在内部电价承诺后，用户侧综合需求响应已经锁定净负荷边界，但现有调度方法往往忽略这种“用户响应锁定”对外部电网购售电暴露的影响；

7、部分运行日再调度方法默认可以使用实际结算价格进行重优化，导致模型信息假设过强，容易高估策略收益，工程执行性不足；

8、现有风险调度多关注期望成本或物理运行风险，对高价时段外部购电暴露、净购电成本尾部风险以及事后结算收益下尾风险控制不足；

9、缺少将预运行阶段风险控制、运行日有限信息再调度、外部结算价格披露后的实现收益和完美信息基准遗憾值统一起来的评价机制。

技术实现思路

1、以下是对本文详细描述的主题的概述。

2、本技术的目的在于至少一定程度上解决相关技术中存在的技术问题之一，本技术实施例提供了一种结算价延迟披露下综合能源风险定价调度方法。

3、本技术的实施例，一种结算价延迟披露下综合能源风险定价调度方法，包括：

4、获取综合能源系统的基础数据；

5、基于历史价格预测误差生成候选外部结算价格路径，对所述候选外部结算价格路径通过聚类进行场景缩减得到代表性外部结算价格场景及对应的概率；

6、基于候选内部电价轨迹，以最小化用户聚合商的综合用能总成本为目标，设置用户参与约束，通过跟随者优化模型计算得到用户响应决策以及对应的预运行用户侧净需求；

7、将所述预运行用户侧净需求输入区域综合能源服务商侧风险感知优化模型，以所述候选内部电价轨迹为领导者决策变量，根据所述代表性外部结算价格场景，以最大化服务商收益和最小化外部电网接口净购电成本的条件风险价值为目标，在区域综合能源服务商侧多能耦合运行约束下，输出内部电价轨迹、用户响应决策和预运行调度基准；

8、在运行日实际外部结算价格尚未披露的条件下，保持所述内部电价轨迹以及由所述内部电价轨迹形成的用户主动响应决策不变，基于运行日观测信息，调整用户侧净需求，基于调整后的用户侧净需求和预测结算价格最大化运行日预测收益，确定运行日有限信息再调度最优决策，根据所述运行日有限信息再调度最优决策执行调度结果；

9、在执行完成后获得外部结算价格，进行外部结算价格披露后的事后结算和风险评价。

10、根据本技术的某些实施例，所述跟随者优化模型表示为：

11、；

12、其中，；

13、式中，表示跟随者优化模型的输出，表示用户侧响应决策向量，表示用户聚合商可行域，表示用户聚合商综合用能成本，表示内部电价，表示内部热价，表示内部气价，表示总时段，、和分别表示时段的内部电价、内部热价和内部气价，、和分别表示预运行阶段用户聚合商传递给服务商的净电需求、净热需求和净气需求，表示调度时间间隔，表示用户侧设备运维成本，表示负荷响应引起的舒适度成本。

14、根据本技术的某些实施例，所述用户参与约束表示为：

15、；

16、式中，表示用户节约或可接受性系数，表示用户不参与综合需求响应时的基准用能成本。

17、根据本技术的某些实施例，所述基于历史价格预测误差生成候选外部结算价格路径，包括：

18、根据历史外部结算电价实际值和历史外部结算电价预测值，得到历史外部结算电价偏差因子；

19、计算历史外部结算电价偏差因子的经验均值和标准差，根据经验均值和标准差统计偏差分布，并确定截断边界；

20、按预设混合比例生成高价格风险组与低价格风险组，所述高价格风险组以历史外部结算电价偏差因子的均值为中心，所述低价格风险组以小于1的下移均值为中心；

21、对所述高价格风险组与所述低价格风险组采用混合蒙特卡洛抽样方式生成候选偏差路径，将所述候选偏差路径截断在所述截断边界内；

22、将截断后的候选偏差路径与目标调度周期外部结算电价预测值相乘，得到候选外部结算价格路径；

23、对所述候选外部结算价格路径通过聚类进行场景缩减得到代表性外部结算价格场景；

24、以各聚类包含的候选外部结算价格路径数量占总路径数量的比例确定代表性外部结算价格场景对应的概率。

25、根据本技术的某些实施例，所述外部电网接口净购电成本表示为：

26、；

27、式中，表示第个代表性外部结算价格场景下的外部电网接口净购电成本，表示总时段，表示调度时间间隔， 和  分别表示第个代表性外部结算价格场景下时段的外部购电结算价格和售电结算价格；和分别表示服务商在第个代表性外部结算价格场景下时段向外部电网购电和售电的功率；

28、所述线性约束基于用于刻画净购电成本分布中风险阈值的风险价值辅助变量和代表性外部结算价格场景下超过风险阈值的超额损失变量；

29、在置信水平下，外部电网接口净购电成本的条件风险为：

30、；

31、式中，表示置信水平下的外部电网接口净购电成本的条件风险，表示风险价值辅助变量，表示代表性外部结算价格场景的数量，表示第个场景超额损失变量，表示第个代表性外部结算价格场景对应的概率。

32、根据本技术的某些实施例，区域综合能源服务商侧风险感知优化模型的目标函数表示为：

33、；

34、式中，表示区域综合能源服务商的风险感知目标函数，表示代表性外部结算价格场景的数量，表示第个代表性外部结算价格场景对应的概率，表示第个代表性外部结算价格场景下的服务商收益，表示风险厌恶系数，表示置信水平下的外部电网接口净购电成本的条件风险。

35、根据本技术的某些实施例，运行日有限信息再调度最优决策对应的有限信息再调度模型表示为：

36、；

37、式中，表示运行日有限信息再调度最优决策；表示服务商侧设备和电网交互决策向量，包括储能充放电功率、热泵耗电和供热功率、内燃机耗气和电热输出、电转气耗电和产气功率、外部电网购售电功率以及外部气网购气功率；表示运行日可行域；表示运行日预测收益函数；表示运行日更新后的净需求向量，表示预测结算价格，表示设备参数。

38、根据本技术的某些实施例，所述运行日观测信息的信息约束表示为：

39、；

40、式中，表示运行日时段的可用信息集合；表示本地负荷实际值；表示可再生能源出力实际值；表示储能状态实际值；表示外部结算电价预测值；表示预运行阶段形成的用户净需求边界；表示实际外部结算电价。

41、根据本技术的某些实施例，事后结算的实现收益表示为：

42、；

43、式中，表示事后结算的实现收益；表示按承诺内部价格和用户实际用能计算的内部能源服务收入；和 分别表示实际披露后的外部售电结算价格和购电结算价格；和 分别表示运行日已执行的外部售电功率和购电功率；表示运行日实际外部气网购气成本；表示运行日设备运维成本。

44、根据本技术的某些实施例，风险评价包括遗憾值、收益波动和下尾收益均值，

45、所述遗憾值表示为：；

46、式中，表示遗憾值；表示使用实际结算价格和源荷实际值优化得到的完美信息基准收益；表示事后结算的实现收益；

47、下尾收益均值表示为：；

48、式中，表示最差比例样本的下尾收益均值；表示收益最低的比例样本集合；表示样本集合中的样本数量。

49、上述方案至少具有以下的有益效果：

50、通过内部电价及主动响应先行确定；实际结算价格在设备执行阶段不可获得；运行日仅根据本地物理信息和预测结算价格调整设备与外部接口功率；实际价格披露后保持执行结果不变并结算的手段；

51、能够显式刻画外部现货结算价格延迟披露带来的信息时序错配，避免将运行日再调度错误设定为实际结算价格完全可知的理想重优化过程；

52、能够利用历史外部结算电价预测误差生成代表性价格场景，使外部结算电价不确定性在预运行阶段转化为可优化、可量化的风险输入；

53、能够通过条件风险价值项约束外部电网接口净购电成本的尾部风险，引导内部电价和用户侧综合需求响应减少高风险时段的购电暴露；

54、能够在内部电价和用户响应已经锁定的条件下进行有限信息再调度，使调度过程更符合实际市场信息可得性和工程执行逻辑；

55、能够将实现收益、完美信息基准遗憾值、收益波动率、下尾收益均值、风险价值和条件风险价值等指标纳入事后评价，便于判断风险感知内部定价策略是否真正改善结算层面的收益和风险表现；

56、能够形成“数据获取—场景生成—风险定价—有限信息再调度—事后评价”的闭环决策流程，适用于区域综合能源服务商、虚拟电厂、园区综合能源运营商等市场化运行主体；

57、总体而言，能够在不提前获知实际结算价格的情况下，通过预运行阶段的风险感知内部定价和运行日阶段的有限信息再调度，降低高价结算场景下的不利购电风险，并提升综合能源服务商的实际结算稳健性。