省间现货市场的市场力评估方法、系统、设备及存储介质与流程

1.本发明属于电力现货市场优化设计领域，具体涉及一种省间现货市场的市场力评估方法、系统、设备及存储介质。


背景技术：

2.跨省区现货市场是针对送端省内富余电力，利用跨区跨省输电通道剩余空间，开展省间日前和日内电能交易，满足可再生能源外送、省间余缺调剂和送端省内富余电力在全国范围优化配置的需要。目前国外的电力市场已发展多年，理论与实践均有成熟的经验可以借鉴，但国外电力市场中，主要以区域电力市场为主，跨区、跨国电力市场除了近年在欧洲进行了一些尝试外还较为少见。国外电力市场也将有效竞争理论引入电力市场评估，包括pjm电力市场、德州电力市场、英国电力市场、澳大利亚电力市场在内的许多成熟电力市场均采用scp分析框架评估电力市场，并将有效竞争作为市场力的评价标准。
3.目前，我国电力市场建设尚处于起步阶段，特别对于跨省区现货市场运行的评估体系和具体指标尚未形成，缺乏对市场运营的分析，对其中的可能出现的各类风险尚未建立完整的、系统的风险识别与防范机制。因此，亟需针对跨省区现货运行特点，针对性地建立市场评估指标和市场信用体系，同时建立常态化的风险识别和风险防控机制及手段，及时发现市场运营中的风险，制定风险应对预案，确保电网安全运行和市场稳定运行。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于针对上述现有技术中的问题，提供一种省间现货市场的市场力评估方法、系统、设备及存储介质，建立包含多级指标的跨省区现货市场评估体系，有针对性地提出改进方法，为实现跨省区现货市场的稳定有效运营以及发展演变提供技术支撑。
5.为了实现上述目的，本发明有如下的技术方案：
6.第一方面，提供一种省间现货市场的市场力评估方法，包括：
7.针对跨省区现货市场模型建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系；
8.对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系；
9.使用改进后的跨省区现货市场关键指标体系对跨省区现货市场数据从指标层面进行评估，得到市场力评估结果。
10.作为优选，所述针对跨省区现货市场模型建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系的步骤，具体包括通过对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分，针对划分后的每类数据进行分析建模，得到所述跨省区现货市场模型。
11.作为优选，所述对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分的步骤，具体包括根据跨省区现货市场体系架构，将跨省区现货市场核心业务涉及的数据分为公告信息、申报信息、市场出清信息、市场后评估信息。
12.作为优选，所述针对划分后的每类数据进行分析建模的步骤，所建立的模型的描
述对象包括联络线、交易路径以及交易通道；所述交易路径是由一条或多条联络线顺序连接构成的路径，交易通道包含多条交易路径，由交易送受双方构成交易流向；模型中的交易节点基本信息包含交易节点中文名、交易节点英文名、所属省份、所属区域、所属调度机构的信息；模型中的联络线基本信息包含联络线中文名、联络线英文名、首端省份、末端省份、首端区域、末端区域、联络线输电费和联络线网损的信息；模型中的通道路径配置包括通道中文名、通道英文名、通道路径序号、通道路径优先级、通道路径定义、折价系数、跨区网损、数据、首端输电费以及末端输电费；模型中的交易通道配置包括通道中文名、通道英文名、首端省份、末端省份、通道路径个数、优先级、首端区域输电费、末端区域输电费、首端省内输电费以及末端省内输电费。
13.作为优选，所述针对划分后的每类数据进行分析建模的步骤，所建立的模型还包括售电方上报申报量价汇总信息与购电方上报申报量价汇总信息；所述售电方上报申报量价汇总信息包括可再生能源发电企业售电曲线汇总曲线与火电发电企业售电曲线汇总曲线；所述购电方上报申报量价汇总信息包括电网企业购电曲线汇总曲线、大用户与售电公司购电曲线汇总曲线以及火电发电企业购电曲线汇总曲线。
14.作为优选，所述可再生能源发电企业售电曲线汇总曲线包括：
15.分时段生成分段电力-电价曲线；
16.将同一时段中可再生能源发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段电力-电价曲线；
17.以及，按报价由低到高排序将各段电力-电价曲线整合为该时段的电力-电价曲线；
18.所述火电发电企业售电曲线汇总曲线包括：
19.分时段生成分段电力-电价曲线；
20.将同一时段中火电发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段电力-电价曲线；
21.以及，按报价由低到高排序将各段电力-电价曲线整合为该时段的电力-电价曲线。
22.作为优选，所述电网企业购电曲线汇总曲线包括：
23.分时段生成分段电力-电价曲线；
24.将同一时段中电网企业相同报价对应的申报电力汇总为一段电力-电价曲线；
25.以及，按报价由高到低排序将各段电力-电价曲线整合为该时段的电力-电价曲线；
26.所述大用户与售电公司购电曲线汇总曲线包括：
27.分时段生成分段电力-电价曲线；
28.将同一时段中大用户与售电公司相同报价对应的申报电力汇总为一段电力-电价曲线；
29.以及，按报价由高到低排序将各段电力-电价曲线整合为该时段的电力-电价曲线；
30.所述火电发电企业购电曲线汇总曲线包括：
31.分时段生成分段电力-电价曲线；
32.将同一时段中火电发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段电力-电价曲线；
33.以及，按报价由高到低排序将各段电力-电价曲线整合为该时段的电力-电价曲线。
34.作为优选，所述针对划分后的每类数据进行分析建模的步骤，所建立的模型还包括日前市场出清数据与日内市场出清数据；
35.所述日前市场出清数据包括一次出清信息与二次出清信息；
36.一次出清信息包括：
37.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
38.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价信息；
39.购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
40.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
41.二次出清信息包括：
42.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
43.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
44.购电方电网公司的中标电量、分时段电力和出清电价；
45.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
46.所述日内市场出清数据包括竞价出清信息，所述竞价出清信息包括：
47.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
48.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
49.购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
50.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损。
51.作为优选，所述的日前市场出清数据以及日内市场出清数据分为通道路径类数据、交易节点类数据及市场主体类数据；
52.所述通道路径类型数据包括输电通道出清数据、交易路径出清数据和联络线出清数据；
53.输电通道出清数据内容包括输电通道名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据；
54.交易路径出清数据内容包括路径名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据；
55.联络线出清数据的内容包括跨省跨区联络线或省间断面的名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据；
56.所述交易节点类数据用于管理分交易节点出清的电力和电价数据，根据市场出清规则，卖电节点最后一笔成交交易的买卖双方报价算数平均值为该卖电节点竞价出清的边际价格，以此作为该卖电节点所有成交交易的结算价格；将此边际价格按最优交易路径输电价格和实际路径输电网损反向折算到买电节点的电量加权平均价，以此作为该买电节点与对应卖电节点成交交易的结算价格；对于买电节点标注每一笔交易对应的卖电节点。
57.作为优选，所述建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系的步骤，所建立的包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系包括市场主体多样性指标、跨省区现货
市场hhi指数、日前市场净偏差电量、日前市场绝对偏差电量、日内市场净偏差电量、日内市场绝对偏差电量、跨省区现货市场售电平均价格以及剩余供应率；
58.所述市场主体多样性指标是指在跨省区现货市场中参与购售电申报的市场主体类型的丰富程度；所述hhi指数为所有跨省区现货市场交易节点内企业市场份额的平方和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电力曲线和计划执行电力曲线偏差的代数累加和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电量曲线和计划执行电力的绝对值累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和日前市场出清曲线偏差的代数累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和和日前市场出清曲线偏差的绝对值累加和；所述跨省区现货市场售电平均价格按下式计算：跨省区现货市场平均价格＝∑(分时现货电量
×
送端分时现货价格)/总现货电量；所述剩余供应率是指电力市场中某一时段除前几大发电企业之外，其他发电企业对负荷的满足率。
59.作为优选，所述结合跨省区现货市场的特点，对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系的步骤，包括从考虑省间通道的影响、促进新能源发电以及省间增量现货发用电两侧的弱供需关系的角度进行改进；
60.所述考虑省间通道的影响，按通道为目标进行分析：
61.对于通道ta：负荷量相当于min{(l1 l2),ta}，发电侧范围相当于(s1 s2)；
62.对于通道tb：负荷量相当于min{(l2 l3),tb}，发电侧范围相当于(s1 s2 s3)；
63.其中，si表示送端省i的所有参与申报的发电机组；负荷侧的负荷量以申报负荷为分析量，对于长期市场力评估则使用历史负荷申报数据，对于动态市场力评估则使用当日负荷申报数据；发电侧的发电量以申报发电量作为其市场份额；
64.不同的通道得到不同的rsi-m，取最小的rsi值作为整个省间增量现货市场的市场力评估，表达式为：rsi-m＝min{rsi
1-m，rsi
2-m，rsi
3-m，
…
}；
65.考虑促进新能源发电为：以各个通道为分析目标，对各通道两端的发电和负荷进行rsi分析，排除市场份额排序前m的发电机组后，剩余发电机组对负荷申报的满足率，按照rsi-m的计算表达式求解；送端省申报份额排名前几的机组中不包括新能源机组；
66.考虑省间增量现货发用电两侧的弱供需关系为：在rsi-m表达式中，对负荷总量d进行改进，改进后的表达式为d’＝αd，式中0《α《1，通过对实际负荷总量按某个比例进行缩减，弱化供需关系，具体弱化比例值根据要求进行制定。
67.第二方面，提供一种省间现货市场的市场力评估系统，包括：
68.关键指标体系建立模块，用于针对跨省区现货市场模型建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系；
69.关键指标体系改进模块，用于对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系；
70.市场力评估模块，用于使用改进后的跨省区现货市场关键指标体系对跨省区现货市场数据从指标层面进行评估，得到市场力评估结果。
71.作为优选，所述省间现货市场的市场力评估系统还包括业务数据分析模块，所述业务数据分析模块通过对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分，针对划分后的每类数据进行分析建模，得到所述跨省区现货市场模型。
72.作为优选，所述业务数据分析模块对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分时，将跨省区现货市场核心业务涉及的数据划分为公告信息、申报信息、市场出清信息、市场后评估信息。
73.作为优选，所述业务数据分析模块针对划分后的每类数据进行分析建模时，所建立的模型的描述对象包括联络线、交易路径以及交易通道；所述交易路径是由一条或多条联络线顺序连接构成的路径，交易通道包含多条交易路径，由交易送受双方构成交易流向；模型中的交易节点基本信息包含交易节点中文名、交易节点英文名、所属省份、所属区域、所属调度机构的信息；模型中的联络线基本信息包含联络线中文名、联络线英文名、首端省份、末端省份、首端区域、末端区域、联络线输电费和联络线网损的信息；模型中的通道路径配置包括通道中文名、通道英文名、通道路径序号、通道路径优先级、通道路径定义、折价系数、跨区网损、数据、首端输电费以及末端输电费；模型中的交易通道配置包括通道中文名、通道英文名、首端省份、末端省份、通道路径个数、优先级、首端区域输电费、末端区域输电费、首端省内输电费以及末端省内输电费。
74.作为优选，所述业务数据分析模块针对划分后的每类数据进行分析建模时，所建立的模型还包括售电方上报申报量价汇总信息与购电方上报申报量价汇总信息；所述售电方上报申报量价汇总信息包括可再生能源发电企业售电曲线汇总曲线与火电发电企业售电曲线汇总曲线；所述购电方上报申报量价汇总信息包括电网企业购电曲线汇总曲线、大用户与售电公司购电曲线汇总曲线以及火电发电企业购电曲线汇总曲线。
75.作为优选，所述业务数据分析模块针对划分后的每类数据进行分析建模时，所建立的模型还包括日前市场出清数据与日内市场出清数据；
76.所述日前市场出清数据包括一次出清信息与二次出清信息；
77.一次出清信息包括：
78.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
79.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价信息；
80.购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
81.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
82.二次出清信息包括：
83.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
84.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
85.购电方电网公司的中标电量、分时段电力和出清电价；
86.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
87.所述日内市场出清数据包括竞价出清信息，所述竞价出清信息包括：
88.售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
89.售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
90.购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
91.以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损。
92.作为优选，所述关键指标体系建立模块建立的跨省区现货市场关键指标体系包括市场主体多样性指标、跨省区现货市场hhi指数、日前市场净偏差电量、日前市场绝对偏差电量、日内市场净偏差电量、日内市场绝对偏差电量、跨省区现货市场售电平均价格及剩余
供应率；
93.所述市场主体多样性指标是指在跨省区现货市场中参与购售电申报的市场主体类型的丰富程度；所述hhi指数为所有跨省区现货市场交易节点内企业市场份额的平方和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电力曲线和计划执行电力曲线偏差的代数累加和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电量曲线和计划执行电力的绝对值累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和日前市场出清曲线偏差的代数累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和和日前市场出清曲线偏差的绝对值累加和；所述跨省区现货市场售电平均价格按下式计算：跨省区现货市场平均价格＝∑(分时现货电量
×
送端分时现货价格)/总现货电量；所述剩余供应率是指电力市场中某一时段除前几大发电企业之外，其他发电企业对负荷的满足率。
94.作为优选，所述关键指标体系改进模块从考虑省间通道的影响、促进新能源发电以及省间增量现货发用电两侧的弱供需关系的角度进行改进；
95.所述考虑省间通道的影响，按通道为目标进行分析：
96.对于通道ta：负荷量相当于min{(l1 l2),ta}，发电侧范围相当于(s1 s2)；
97.对于通道tb：负荷量相当于min{(l2 l3),tb}，发电侧范围相当于(s1 s2 s3)；
98.其中，si表示送端省i的所有参与申报的发电机组；负荷侧的负荷量以申报负荷为分析量，对于长期市场力评估则使用历史负荷申报数据，对于动态市场力评估则使用当日负荷申报数据；发电侧的发电量以申报发电量作为其市场份额；
99.不同的通道得到不同的rsi-m，取最小的rsi值作为整个省间增量现货市场的市场力评估，表达式为：rsi-m＝min{rsi
1-m，rsi
2-m，rsi
3-m，
…
}；
100.考虑促进新能源发电为：以各个通道为分析目标，对各通道两端的发电和负荷进行rsi分析，排除市场份额排序前m的发电机组后，剩余发电机组对负荷申报的满足率，按照rsi-m的计算表达式求解；送端省申报份额排名前几的机组中不包括新能源机组；
101.考虑省间增量现货发用电两侧的弱供需关系为：在rsi-m表达式中，对负荷总量d进行改进，改进后的表达式为d’＝αd，式中0《α《1，通过对实际负荷总量按某个比例进行缩减，弱化供需关系，具体弱化比例值根据要求进行制定。
102.第三方面，提供一种电子设备，所述电子设备包括：
103.至少一个处理器；以及，
104.与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
105.所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行所述省间现货市场的市场力评估方法中的步骤。
106.第四方面，提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现所述省间现货市场的市场力评估方法中的步骤。
107.相较于现有技术，本发明的第一方面至少具有如下的有益效果：
108.根据跨省区现货市场体系架构，对省间现货市场核心业务功能进行划分，针对划分后的每类数据进行详细分析并建模。建立了包含多级指标的跨省区现货市场评估体系，为跨省区现货市场数据提出了统一适用于评价的业务模型。在传统市场评估体系和指标的基础上，充分考虑跨省区现货市场的特点，针对性地基于省间通道、多送端和多受端等因素
提出改进方法，以场内指标为重点关注对象，使用改进后的跨省区现货市场关键指标体系对场内指标进行评估，得到市场力评估结果，可为各类市场主体的全过程、奖励惩罚、预警等指标的详细设计提供依据。本发明有助于跨省区现货市场的稳定有效运营、发展演变提供技术支撑。
109.可以理解的是，上述第二方面至第四方面的有益效果可以参见上述第一方面中的相关描述，在此不再赘述。
附图说明
110.为了更清楚地说明本技术实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
111.图1本发明实施例省间现货市场的市场力评估方法流程图；
112.图2本发明实施例省间发用电通路简化示意图；
113.图3本发明实施例省间现货市场的市场力评估系统结构框图。
具体实施方式
114.以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本技术的实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本技术。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本技术的描述。
115.另外，在本技术说明书和所附权利要求书的描述中，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
116.请参阅图1，本发明实施例提出的一种省间现货市场的市场力评估方法，包括：
117.s1、对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分，针对划分后的每类数据进行分析建模；
118.s2、建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系；
119.s3、结合跨省区现货市场的特点，对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系；
120.s4、使用改进后的跨省区现货市场关键指标体系对场内指标进行评估，得到市场力评估结果。
121.在一种可能的实施方式中，根据跨省区现货市场体系架构，将跨省区现货市场核心业务涉及的数据分为公告信息、申报信息、市场出清信息、市场后评估信息。针对以上四类数据进行详细分析并建模；然后建立包含多级指标的跨省区现货市场评估体系。
122.更进一步的，步骤s1针对划分后的每类数据进行分析建模，所得到的跨省区现货市场模型包括跨省区现货市场模型、申报模型以及市场出清模型。
123.1.1通道配置数据模型
124.跨省区现货市场考虑不同优先成交次序、网损率、落地点的跨区通道描述方法；跨区通道可用容量、跨区通道爬坡能力、断面潮流限额等安全约束的构建方法。交易通道模型
描述使用了联络线、交易路径、交易通道三个模型术语，含义分别如下：
125.联络线：物理线路或断面，如龙政直流，四鱼断面等，可以对其设置具体的限额；
126.交易路径：由一条或多条联络线顺序连接构成的路径，如“ 德宝直流 银东直流”，其中联络线前符号为其输送功率的正方向；
127.交易通道：由交易送受双方构成的交易流向，交易通道可以包含多条交易路径。
128.交易通道用来描述送受双方的连接关系，以四川送江苏的交易通道为例，此交易通道包含多条路径，例如“ 锦苏直流”、“ 宾金直流”等，每条交易路径可能由多条联络线构成。
129.交易节点基本信息包含交易节点中文名、交易节点英文名、所属省份、所属区域、所属调度机构等信息，如表1所示。
130.表1交易节点基本信息表
[0131][0132][0133]
联络线基本信息包含联络线中文名、联络线英文名、首端省份、末端省份、首端区域、末端区域、联络线输电费和联络线网损的信息。如表2所示。联络线名称，必须与计划系统中的直调系统名称保持一致，市场管理人员根据联络线的实际情况设置联络线首端、末端。
[0134]
表2联络线基本信息表
[0135]
序号字段说明类型取值默认值单位1number序号int1
ꢀꢀ
2tielinecname联络线中文名string四鱼断面
ꢀꢀ
3tielineename联络线英文名string""
ꢀꢀ
4inode首端交易节点string甘肃东
ꢀꢀ
5jnode末端交易节点string河南
ꢀꢀ
4ipro首端省份string甘肃
ꢀꢀ
5jpro末端省份string河南
ꢀꢀ
6iarea首端区域string西北
ꢀꢀ
7jarea末端区域string华中
ꢀꢀ
8tielinetariff联络线输电费double0 元/mwh9tielineloss联络线网损double0
ꢀꢀ
[0136]
通道路径配置如表3所示，包括通道中文名、通道英文名、通道路径序号、通道路径优先级、通道路径定义、折价系数、跨区网损、数据、首端输电费、末端输电费等。联络线方向
默认为正，如正向为“ 德宝直流”、反向为
“‑
德宝直流”，市场管理人员根据联络线的实际情况设置首端输电费、末端输电费、各段输电费及网损等数据。
[0137]
表3通道路径配置表
[0138][0139][0140]
交易通道配置如表4所示，包括通道中文名、通道英文名、首端省份、末端省份、通道路径个数、优先级、首端区域输电费、末端区域输电费、首端省内输电费、末端省内输电费。
[0141]
表4交易通道配置表
[0142][0143][0144]
当日前可再生能源和负荷预测出现较大偏差、日内有新增富余电力外送和买电需求的情况时，组织日内市场，国调中心按固定交易时段每日组织多次日内市场交易，因此日内市场按照方案方式组织，即每个方案对应一个交易时段日内市场交易，日内市场基本信息数据如表5所示。
[0145]
表5交易通道配置表
[0146][0147]
1.2申报模型
[0148]
售电方上报申报量价汇总信息：
[0149]
1)可再生能源发电企业售电曲线汇总曲线：
[0150]
分时段生成分段“电力-电价”曲线；
[0151]
将同一时段中可再生能源发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段“电力-电价”曲线；
[0152]
按报价由低到高排序将各段“电力-电价”曲线整合为该时段的“电力-电价”曲线。
[0153]
2)火电发电企业售电曲线汇总曲线：
[0154]
分时段生成分段“电力-电价”曲线；
[0155]
将同一时段中火电发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段“电力-电价”曲线；
[0156]
按报价由低到高排序将各段“电力-电价”曲线整合为该时段的“电力-电价”曲线。
[0157]
购电方上报申报量价汇总信息：
[0158]
1)电网企业购电曲线汇总曲线：
[0159]
分时段生成分段“电力-电价”曲线；
[0160]
将同一时段中电网企业相同报价对应的申报电力汇总为一段“电力-电价”曲线；
[0161]
按报价由高到低排序将各段“电力-电价”曲线整合为该时段的“电力-电价”曲线。
[0162]
2)大用户与售电公司购电曲线汇总曲线：
[0163]
分时段生成分段“电力-电价”曲线；
[0164]
将同一时段中大用户与售电公司相同报价对应的申报电力汇总为一段“电力-电价”曲线；
[0165]
按报价由高到低排序将各段“电力-电价”曲线整合为该时段的“电力-电价”曲线。
[0166]
3)火电发电企业购电曲线汇总曲线：
[0167]
分时段生成分段“电力-电价”曲线；
[0168]
将同一时段中火电发电企业相同报价对应的申报电力汇总为一段“电力-电价”曲线；
[0169]
按报价由高到低排序将各段“电力-电价”曲线整合为该时段的“电力-电价”曲线。
[0170]
根据以上分析，竞价申报数据模型表包括名称、类型、所属交易节点、买卖类型、开始时段、结束时段、电力、价格等信息，如表6所示。
[0171]
表6市场竞价申报数据表
[0172][0173]
1.3市场出清模型日前市场出清数据：
[0174]
(1)一次出清信息：
[0175]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0176]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0177]
购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价等信息；交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损等信息；
[0178]
(2)二次出清信息：
[0179]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0180]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0181]
购电方电网公司的中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0182]
交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损等信息；
[0183]
日内市场出清数据：
[0184]
(1)竞价出清信息
[0185]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0186]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0187]
购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价等信息；
[0188]
交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损等信息；
[0189]
根据以上分析，将出清数据可以分类三类：通道路径类数据、交易节点类数据、市场主体类数据。以上三类出清数据的具体内容如下：
[0190]
通道路径类型数据包括输电通道出清数据、交易路径出清数据和联络线出清数据。
[0191]
输电通道出清数据内容包括输电通道名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据，如表7所示。
[0192]
表7通道交易成分电力数据表
[0193][0194]
交易路径出清数据内容包括路径名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据，如表8所示。
[0195]
表8路径交易成分电力数据表
[0196][0197]
联络线出清数据内容包括跨省跨区联络线或省间断面的名称、交易日期、交易方案和分时段出清电力数据，如表9所示。
[0198]
表9联络线交易成分电力数据表
[0199][0200]
交易节点类数据用于管理分交易节点出清的电力和电价数据，根据市场出清规则，卖电节点最后一笔成交交易的买卖双方报价算数平均值为该卖电节点竞价出清的边际价格，以此作为该卖电节点所有成交交易的结算价格；将此边际价格按最优交易路径输电价格和实际路径输电网损反向折算到买电节点的电量加权平均价，以此作为该买电节点与对应卖电节点成交交易的结算价格。所以，对于买电节点需要标注每一笔交易对应的卖电节点，因此交易节点的出清结果如表10所示。
[0201]
表10交易节点出清电力电价数据表
[0202][0203]
[0204]
在一种可能的实施方式中，步骤s2建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系包括：市场主体多样性指标、跨省区现货市场hhi指数、日前市场净偏差电量、日前市场绝对偏差电量、日内市场净偏差电量、日内市场绝对偏差电量、跨省区现货市场售电平均价格以及剩余供应率。
[0205]
2.1市场主体多样性指标
[0206]
市场主体多样性指标是指在跨省区现货市场中参与购售电申报的市场主体类型的丰富程度。该指标值越大，表明市场主体受季节性影响越小、波动性越小。
[0207]
计算公式为：
[0208][0209]
其中，n为市场中市场主体类型总数；pi为第i个市场主体类型的发电容量/历史用电最大值占比。
[0210]
2.2跨省区现货市场hhi指数
[0211]
hhi指数为所有跨省区现货市场交易节点内企业市场份额的平方和。
[0212]
计算公式为：
[0213][0214]
其中，n为参与竞争的交易节点数量；si为第i个交易节点内企业的市场份额，一般指该交易节点内企业的装机容量占参与竞争的总装机容量的比例。
[0215]
hhi指标主要取决于市场参与者个数和市场份额的大小：市场成员越少、市场资源分配越集中，则hhi越大，表明市场中滥用垄断力的可能性就越大。
[0216]
其中，n为参与竞争的发电企业数量；si为第i个发电企业的市场份额，一般指该发电企业的装机容量占参与竞争的总装机容量的比例。
[0217]
跨省区现货市场中，分别计算单个企业送端申报量占送端总申报量的比例的平方，然后将这些数值相加。得到的这个加和后的值就是hhi指数。hhi指数一天只有一个。
[0218]
2.3日前市场净偏差电量
[0219]
日前市场净偏差电量是指评估期间日前市场出清电力曲线和计划执行电力曲线偏差的代数累加和。计算公式为：
[0220][0221]
其中，t为评估期间的时段总数；为第i个时段的计划执行电力曲线的电力值，为第i个时段的出清电力曲线值。
[0222]
2.4日前市场绝对偏差电量
[0223]
日前市场绝对偏差电量是指评估期间日前市场出清电量曲线和计划执行电力的绝对值累加和。计算公式为：
[0224]
[0225]
其中，t为评估期间的时段总数；为第i个时段的计划执行的电力值，为第i个时段的日前市场出清电力值。
[0226]
2.5日内市场净偏差电量
[0227]
日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和日前市场出清曲线偏差的代数累加和。计算公式为：
[0228][0229]
其中，t为评估期间的时段总数；为第i个时段的日内市场出清曲线的电力值，为第i个时段的日前市场出清曲线的电力值。
[0230]
2.6日内市场绝对偏差电量
[0231]
日内市场绝对偏差电量是指评估期间日内市场和和日前市场出清曲线偏差的绝对值累加和。计算公式为：
[0232][0233]
其中，t为评估期间的时段总数；为第i个时段的日内市场出清曲线的电力值，为第i个时段的日前市场出清曲线的电力值。
[0234]
2.7跨省区现货市场售电平均价格
[0235]
由于跨省区现货市场的边际价格定价机制是以送端交易节点的最后一笔成交价格作为该送端交易节点的边际价格，所有与该送端交易节点成交的受端交易节点考虑实际成交的交易路径的输电价格和网损折算得到其对应的受端边际价格，所以评估跨省区现货市场的平均价格只需要计算送端所有交易节点的成交价格即可，计算公式为：
[0236]
跨省区现货市场平均价格＝∑(分时现货电量
×
送端分时现货价格)/总现货电量
[0237]
2.8剩余供应率(rsi)
[0238]
剩余供应率(rsi)是指电力市场中某一时段除最大或前几大发电企业之外，其他发电企业对负荷的满足率。计算公式为：
[0239][0240]
其中，n为市场中发电企业的个数；m为排序前m位的发电企业，m可以是1或其它数，且m《n；qi为第i个发电企业的申报容量(或电量)；qj为第j个发电企业的申报容量(或电量)；d表示市场总需求。
[0241]
以m＝3为例，其rsi-1的评价标准为：
[0242]
表11rsi评价标准
[0243]
评价值《0.60.6-0.80.8-1.21.2-1.5》1.5评价情况很差较差一般良好优秀打分值0～6060～7070～8080～9090～100
[0244]
传统rsi之所以在省间增量现货市场中需要改进，包括以下三个原因：
[0245]
一是市场区域和市场主体的分布化。传统rsi适用于一个电力市场区域中的多个发电企业、并考虑总体负荷情况，但在省间增量现货市场中，存在多个送端省份的发电机组、和多个受端省份的(代理)用户，由于跨区域省间通道的存在，多个市场主体之间交易并不完全对等，无法把发电机组、电力用户统一放置于一个大市场中进行rsi计算。
[0246]
二是发电企业中包含了大量新能源。新能源富余发电能力在国家政策和电力市场机制中得到保障和鼓励。新能源发电份额，与传统市场力评估中某发电企业的市场占有份额不应一致对待。
[0247]
三是省间增量现货中的发用电供需关系更为隐性。传统市场力评估中，市场力概念是针对整个市场范围内发用电供需平衡关系为基础的；而增量现货中送端省的富余发电量和受端省用电需求并非强供需关系。
[0248]
考虑以上三点，在一种可能的实施方式中，步骤s3对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，对省间增量现货市场中的市场力评估指标进行针对性设计，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系；
[0249]
如图2所示，s1、s2、s3代表多个送端省份，l1、l2、l3是受端省份(电网公司、电力用户等)，ta、tb是指跨区域省间通道。
[0250]
对于rsi分析的改进如下：
[0251]
①
考虑省间通道的影响
[0252]
由于是对省间市场开展市场力评估，因此需按通道为目标进行分析：
[0253]
对于通道ta：负荷量相当于min{(l1 l2),ta}，发电侧范围相当于(s1 s2)。
[0254]
对于通道tb：负荷量相当于min{(l2 l3),tb}，发电侧范围相当于(s1 s2 s3)。
[0255]
其中，si表示送端省i的所有参与申报的发电机组。负荷侧的负荷量以申报负荷为分析量，对于长期市场力评估则使用历史负荷申报数据，对于动态市场力评估则使用当日负荷申报数据；同理，发电侧的发电量以申报发电量作为其市场份额。
[0256]
不同的通道得到不同的rsi-m，可取最小的rsi值作为整个省间增量现货市场的市场力评估，即：rsi-m＝min{rsi
1-m，rsi
2-m，rsi
3-m，
…
}；
[0257]
②
考虑促进新能源发电
[0258]
以各个通道为分析目标，对各通道两端的发电和负荷进行rsi分析，这里设计为排除市场份额排序前m的发电机组后，剩余发电机组对负荷申报的满足率，即rsi-m。为促进送端省富余新能源消纳，即送端省申报份额排名前几的机组中不包括新能源机组。
[0259]
③
考虑省间增量现货发用电两侧的弱供需关系
[0260]
在rsi-m的计算公式中，对负荷总量d进行改进，即d’＝αd，其中0《α《1，即对实际负荷总量按某个比例进行缩减，弱化供需关系。具体弱化比例值可根据市场运行情况或监管部门要求进行制定。
[0261]
考虑省间增量现货市场模式的rsi-m分析示例如下：
[0262]
假设省份s1包含发电机组g1_1、g1_2、g1_3，省份s2包括发电机组g2_1、g2_2、g2_3、g2_4，各发电机组具体设置如表12所示：
[0263]
表12rsi示例——发电机组设置
[0264][0265][0266]
对发电机组申报量进行排序：g1_3、g1_1、g2_3、g2_2、g2_1、g1_2、g2_4；进行rsi-3分析，则前三排序中需排除风电和光伏等新能源发电，即前三火电排序为：g1_1、g2_3、g2_1。
[0267]
假设受端省总申报负荷l1 l2＝23.4mwh，通道ta该时段可用容量为30mwh，则min{l1 l2,ta}＝23.4mwh；设置负荷缩减率α＝0.85。则根据公式计算得到：
[0268]
rsi
1-3＝[(10.3 3.5 15.1 5.4 6.6 9.3 2.0)-(10.3 9.3 5.4)]
÷
(23.4
×
0.85)＝1.36
[0269]
同理，对于通道tb若有rsi
2-3＝1.43，则示例系统的省间增量现货市场rsi-3＝min{rsi
1-3，rsi
2-3}＝min{1.36，1.43}＝1.36。
[0270]
根据评分表参考，rsi-3值处于1.2至1.5之间，该通道市场力情况处于良好水平。
[0271]
参见图3，本发明另一实施例还提出一种省间现货市场的市场力评估系统，包括：
[0272]
业务数据分析模块1，用于对跨省区现货市场核心业务涉及的数据进行划分，针对划分后的每类数据进行分析建模；
[0273]
关键指标体系建立模块2，用于建立包含多级指标的跨省区现货市场关键指标体系；
[0274]
关键指标体系改进模块3，用于结合跨省区现货市场的特点，对所述跨省区现货市场关键指标体系从省间通道、多送端和多受端进行改进，获得改进后的跨省区现货市场关键指标体系；
[0275]
市场力评估模块4，用于使用改进后的跨省区现货市场关键指标体系对场内指标进行评估，得到市场力评估结果。
[0276]
在一种可能的实施方式中，业务数据分析模块1根据跨省区现货市场体系架构，将跨省区现货市场核心业务涉及的数据划分为公告信息、申报信息、市场出清信息、市场后评估信息。
[0277]
在一种可能的实施方式中，业务数据分析模块1针对划分后的每类数据进行分析建模时，模型的描述对象包括联络线、交易路径以及交易通道；所述交易路径是由一条或多条联络线顺序连接构成的路径，交易通道包含多条交易路径，由交易送受双方构成交易流向；模型中的交易节点基本信息包含交易节点中文名、交易节点英文名、所属省份、所属区域、所属调度机构的信息；模型中的联络线基本信息包含联络线中文名、联络线英文名、首端省份、末端省份、首端区域、末端区域、联络线输电费和联络线网损的信息；模型中的通道
路径配置包括通道中文名、通道英文名、通道路径序号、通道路径优先级、通道路径定义、折价系数、跨区网损、数据、首端输电费以及末端输电费；模型中的交易通道配置包括通道中文名、通道英文名、首端省份、末端省份、通道路径个数、优先级、首端区域输电费、末端区域输电费、首端省内输电费以及末端省内输电费。
[0278]
在一种可能的实施方式中，业务数据分析模块1针对划分后的每类数据进行分析建模时，模型还包括售电方上报申报量价汇总信息与购电方上报申报量价汇总信息；所述售电方上报申报量价汇总信息包括可再生能源发电企业售电曲线汇总曲线与火电发电企业售电曲线汇总曲线；所述购电方上报申报量价汇总信息包括电网企业购电曲线汇总曲线、大用户与售电公司购电曲线汇总曲线以及火电发电企业购电曲线汇总曲线。
[0279]
在一种可能的实施方式中，业务数据分析模块1针对划分后的每类数据进行分析建模时，模型还包括日前市场出清数据与日内市场出清数据；
[0280]
所述日前市场出清数据包括一次出清信息与二次出清信息；
[0281]
一次出清信息包括：
[0282]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
[0283]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价信息；
[0284]
购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
[0285]
以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
[0286]
二次出清信息包括：
[0287]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
[0288]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
[0289]
购电方电网公司的中标电量、分时段电力和出清电价；
[0290]
以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损；
[0291]
所述日内市场出清数据包括竞价出清信息，所述竞价出清信息包括：
[0292]
售电方清洁能源中标电量、分时段电力和出清电价；
[0293]
售电方火电企业中标电量、分时段电力和出清电价；
[0294]
购电方除电网公司的市场主体中标汇总电量、分时段电力和出清电价；
[0295]
以及，交易通道成交的各笔交易的对象、电力、电价、输电费、网损。
[0296]
在一种可能的实施方式中，关键指标体系建立模块2建立的跨省区现货市场关键指标体系包括市场主体多样性指标、跨省区现货市场hhi指数、日前市场净偏差电量、日前市场绝对偏差电量、日内市场净偏差电量、日内市场绝对偏差电量、跨省区现货市场售电平均价格以及剩余供应率；所述市场主体多样性指标是指在跨省区现货市场中参与购售电申报的市场主体类型的丰富程度；所述hhi指数为所有跨省区现货市场交易节点内企业市场份额的平方和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电力曲线和计划执行电力曲线偏差的代数累加和；所述日前净偏差电量是指评估期间日前市场出清电量曲线和计划执行电力的绝对值累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和日前市场出清曲线偏差的代数累加和；所述日内市场净偏差电量是指评估期间日内市场和和日前市场出清曲线偏差的绝对值累加和；所述跨省区现货市场售电平均价格按下式计算：跨省区现货市场平均价格＝∑(分时现货电量
×
送端分时现货价格)/总现货电量；所述剩余供应率是指电力市场中某一时段除前几大发电企业之外，其他发电企业对负荷的满足率。
[0297]
在一种可能的实施方式中，关键指标体系改进模块3从考虑省间通道的影响、促进新能源发电以及省间增量现货发用电两侧的弱供需关系的角度进行改进；
[0298]
所述考虑省间通道的影响，按通道为目标进行分析：
[0299]
对于通道ta：负荷量相当于min{(l1 l2),ta}，发电侧范围相当于(s1 s2)；
[0300]
对于通道tb：负荷量相当于min{(l2 l3),tb}，发电侧范围相当于(s1 s2 s3)；
[0301]
其中，si表示送端省i的所有参与申报的发电机组；负荷侧的负荷量以申报负荷为分析量，对于长期市场力评估则使用历史负荷申报数据，对于动态市场力评估则使用当日负荷申报数据；发电侧的发电量以申报发电量作为其市场份额；
[0302]
不同的通道得到不同的rsi-m，取最小的rsi值作为整个省间增量现货市场的市场力评估，表达式为：rsi-m＝min{rsi
1-m，rsi
2-m，rsi
3-m，
…
}；
[0303]
考虑促进新能源发电为：以各个通道为分析目标，对各通道两端的发电和负荷进行rsi分析，排除市场份额排序前m的发电机组后，剩余发电机组对负荷申报的满足率，按照rsi-m的计算表达式求解；送端省申报份额排名前几的机组中不包括新能源机组；
[0304]
考虑省间增量现货发用电两侧的弱供需关系为：在rsi-m表达式中，对负荷总量d进行改进，改进后的表达式为d’＝αd，式中0《α《1，通过对实际负荷总量按某个比例进行缩减，弱化供需关系，具体弱化比例值根据要求进行制定。
[0305]
本发明另一实施例还提出一种电子设备，所述电子设备包括：
[0306]
至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
[0307]
所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行所述省间现货市场的市场力评估方法中的步骤。
[0308]
本发明另一实施例还提出一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现所述省间现货市场的市场力评估方法中的步骤。
[0309]
所述计算机程序包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读存储介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器、随机存取存储器、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括电载波信号和电信信号。为了便于说明，以上内容仅示出了与本发明实施例相关的部分，具体技术细节未揭示的，请参照本发明实施例方法部分。该计算机可读存储介质是非暂时性的，可以存储在各种电子设备形成的存储装置当中，能够实现本发明实施例方法记载的执行过程。
[0310]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0311]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解为可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流
程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0312]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0313]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0314]
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。