技术特征：
1.一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于：本方法首先根据装机容量、来水互补、网损成本和调节能力四个指标对不同大小水电组合进行综合评价，选出最优交易组合；然后参考计量经济学中市场需求函数建立大水电竞价模型，并采用对数需求关系模拟大水电报价与交易电量函数关系式；最后根据大水电夏普比率来确定最优合约、现货和发电权交易电量三者比例。2.根据权利要求1所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，具体操作步骤如下：步骤1：评估大水电和和小水电本年度的发电能力；大小水电年前就已经签定了部分中长期合约，但是由于中长期来水存在很大不确定性，大小水电很可能无法完全履约或者履约过程中水资源不能被高效利用，如大水电实际来水较少导致年末水位下降过快；小水电实际来水较多面临较大的弃水压力，此时大小水电均有意愿参与发电权交易市场，因此模拟不同频率的来水过程对评估大小水电能力及发电权交易具有重要意义，采用蒙特卡洛法模拟大小水电站来水过程，并采用发电量最大模型重新评估大小水电最大发电能力；步骤2：确定大水电发电权交易对象：目前发电权交易模式主要分为集中撮合和双边协商两种，双边协商模式由于自主性强、公平性高、具有较强的操作性和适应性优点被广泛应用，但难点之一是如何找到合适的交易对象，为此，综合考虑装机容量、来水互补、网损成本及调节能力四个指标，采用熵权法在众多梯级小水电站群中选择合适的交易对象；步骤3：求解发电权交易电价与电量的函数关系；在合约、现货市场中，电站通常直接与电网进行交易，然而发电权交易市场的交易主要发生在发电商之间，市场电价不够透明，难以得到该市场历史电价情况，参考计量经济学中的市场需求函数，拟合发电权交易电价与电量的函数关系；步骤4：计算大水电年度综合收益，计算公式如下：s＝s1+s2+s3+s
4-c式中：s表示大水电的年度综合收益，单位为元；s1、s2、s3分别表示大水电在合约市场、现货市场、发电权交易市场的收益，单位为元；s4表示大水电的蓄能收益，单位为元；c为交易成本，单位为元；步骤5：计算大水电年度电量交易的风险；由于条件风险价值cvar是风险价值var的修正方法，代表着损失超过var临界值时风险的平均值，能更好地反映极端情况和尾部风险，因此采用条件风险价值cvar来量化大水电大水电年度电量交易的风险，计算公式如下：式中：cvar表示条件风险价值，单位为元；var表示风险价值，单位为元；表示大水电年度收益的均值，单位为元；n表示蒙特卡罗法模拟总次数；n表示当前模拟情景的编号；β表示置信度；s
n
表示大水电在当前模拟情形下的收益，单位为元；表示0与的较大值，即为
步骤6：计算大水电年度电量交易的夏普比率；一般利润高的市场往往风险也很大，如何协调风险与收益，在合约、现货、发电权交易市场中合理分配电量，对大水电规避风险和提高收益意义重大，现代投资理论表明，夏普比率可以综合考虑风险和收益因素，为决策者提供最优投资组合，因此以大水电的夏普比率最大为目标优化大水电的电量分配，目标函数为：式中：s
p
表示大水电的夏普比率；表示大水电年度收益的均值，单位为元；cvar表示条件风险价值，单位为元。3.根据权利要求2所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，所述步骤1中模拟大小水电站来水过程的详细步骤为：步骤1.1，计算第a个电站多年平均数据，计算公式如下：步骤1.1，计算第a个电站多年平均数据，计算公式如下：式中：y为年份总数；y为年份编号；为第y年的年平均流量，单位为m3/s；为多年平均流量，单位为m3/s；δ为多年平均流量标准差，单位为m3/s；步骤1.2，根据水电站历史径流，计算第a个电站、第b个电站的历史来水相关系数ρ
*
，计算符合历史来水相关性的正态分布ε3、ε4，计算公式如下：式中：θ为某一角度值，单位为度；ε1、ε2为两个独立的符合标准正态分布；ε3、ε4为服从大小水电站历史来水相关性的正态分布；步骤1.3，模拟第a个电站、第b个电站本年度年平均流量经过步骤1.2处理后的电站流量保留了它们所处流域的来水相关性，计算公式如下：的电站流量保留了它们所处流域的来水相关性，计算公式如下：式中：分别为第a个电站、第b个电站模拟的年平均流量，单位为m3/s；分别为第a个电站、第b个电站多年平均流量，单位为m3/s；δ
a
、δ
b
为第a个电站、第b个电站多年平均流量的标准差，单位为m3/s；步骤1.4，根据步骤1.3中模拟第a个电站、第b个电站本年度年平均流量步骤1.4，根据步骤1.3中模拟第a个电站、第b个电站本年度年平均流量的方法，可以得到第t个电站的本年度年平均流量步骤1.5，根据步骤1.4中得到的第t个电站的本年度年平均流量对照第t个电站的历
史径流表，选择与差值最小的历史年，假设为第l年的平均流量根据第l年的月平均流量占年平均流量的比例，计算第t个电站第i个月模拟的月平均流量计算公式如下：式中：为第t个电站本年度年平均流量，单位为m3/s；为与差值最小的历史年，假设为第l年的年平均流量，单位为m3/s；为第i月的月平均流量，单位为m3/s；通过步骤1.1-步骤1.5得到的每个电站的一年的来水过程，用发电量最大模型评估每个电站最大的年发电量。4.根据权利要求2所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，所述步骤2中确定大水电发电权交易对象的详细步骤为：综合考虑装机容量、来水互补、网损成本及调节能力四个指标，在众多梯级小水电站群中选择合适的交易对象，其中装机容量在一定程度上反映了电站发电能力，当大水电站与小水电站群在装机容量方面差别较大时，意味着它们之间进行发电权交易额及可能性也较小，暂不考虑大水电站与多个小水电站群分散交易情形，下面重点介绍其它三种指标及最优交易对象评价方法；(1)来水互补性指标；来水互补性指标可以用来水相关性来反映，当大水电年初预计是丰水年，来水频率较小，通过市场交易获得了较多市场份额，但实际交易后，因来水不足，来水频率较大，可能导致水库低水位不经济运行，此时若能将一部分市场份额通过发电权交易出去，既能获得部分交易收益，还能避免水库低水位运行，此时最理想的交易对象是来水较丰但市场份额较小的小水电站群，因此通过来水相关性反映大小水电的来水互补性情况，这种来水相关性主要体现在来水总量的年径流量和来水均衡性的月径流过程两个方面，下面分别叙述如何计算大、小水电年径流量相关性和大、小水电月径流过程相关性；计算大、小水电年径流量相关性，计算公式如下：式中：ρ
a
表示大小水电年径流总量相关系数；p
b
、p
s
为大、小水电本年度来水频率，单位为％；μ
b
、μ
s
为大、小水电历年来水频率平均值，单位为％；δ
b
、δ
s
为大、小水电历年来水频率标准差，单位为％；计算大、小水电月径流过程相关性，计算公式如下：式中：ρ
b
为大小水电月径流过程相关系数；i表示月份；分别表示大、小水电模拟的第i月平均流量，单位为m3/s；分别表示大、小水电模拟的12个月径流平均值，单位为m3/s；
根据求大小水电年径流总量相关系数ρ
a
和大小水电月径流过程相关系数ρ
b
，计算大小水电来水综合相关系数，计算公式如下：当ρ
c
>0时，说明大小水电来水呈正相关，ρ
c
越大说明大小水电来水互补性越差；当ρ
c
<0时，说明大小水电来水呈负相关，ρ
c
越小说明大小水电来水互补性越好；当ρ
c
＝0时，说明大小水电之间来水没有线性关系；(2)网损成本指标；由于发电权交易改变了电网原有的潮流分布，加重了电网输电网损，从而导致交易成本增加，这部分网损主要由变压损耗和线路损耗两部分组成，假设整个变压过程中，各大小水电经历的变压等级和变电层数相同，则在输电容量相同情况下，变压损耗是相同的，区别在于线路损耗，由于线损与电力运输距离成正比，因此，采用电力运输距离来间接反映交易网损成本，网损成本计算公式如下：式中：c1为输电线路损耗，单位元；q3为发电权交易电量，单位为kwh；为小水电群到主网平均距离，单位为km；k为小水电站电站编号；k为小水电电站总数；l
k
为当前小水电站到主网的距离，单位为km；λ为输电距离下高压输电的线损率，单位为％；p3为发电权交易电价，单位为元/kwh；(3)库容调节能力指标；水库调节能力用库容调节系数来反映，大小水电之间的库容调节系数差距越大说明两者库容补偿的空间越大，两者进行发电权交易的可行性越高，库容调节能力指标计算公式如下：如下：式中：为小水电群综合库容调节系数；k为小水电站电站编号；k为小水电电站总数；v
k
为第k个电站的调节库容，单位为m3；v为小水电群所有电站的调节库容总和，单位为m3；φ
k
为第k个电站的调节库容系数；为第k个电站电站多年平均入库径流量，单位为m3；利用装机容量、来水互补、网损成本、调节能力这四个指标，然后采用熵权法计算大水电与各个候选交易对象的综合评价。5.根据权利要求2所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，步骤3中求解发电权交易电价与电量的函数关系的详细步骤为：一般来说，本月度或本交易周期的发电权交易通常在上个月申报和进行，大水电通过发电权交易，在前一个月转让给小水电站群一部分月度合同电量，供其在次月多发电。完成
交易后，交易的合同电量需要分解到后续时段，假设小水电群按每日来水量的多少将交易的月度合同电量分解到每一天，并将其投入日前现货市场获利，并将部分收益补偿给大水电，则大水电在此次发电权交易获利如下：s3＝αp2q3式中：s3为大水电在发电权交易市场中的收益，单位为元；p2为现货市场电价，单位为元/kwh；q3为发电权市场交易电量，单位为kwh；α为小水电群给大水电的补偿比例，假定按“五五开”原则，α取50％；而大水电在发电权交易市场收益s3的表达式为s3＝p3q3，联立两个大水电在发电权交易市场收益s3的表达式，可得发电权交易电价p3表达式为p3＝αp2；由于现货电价不确定性，假设现货电价p2服从正态分布可以得到现货电价p2的波动范围为(p
2-δ2)～(p2+δ2)，其中为现货市场电价平均值，单位为元/kwh，δ2为现货电价标准差，单位为元/kwh，可以得到发电权交易电价p3的下限p
3,min
＝α(p
2-δ2)和上限p
3,max
＝α(p2+δ2)；发电权交易电量q3的范围如下所示：0＜q3≤(q
e-q
c
)式中：q3为发电权交易电量，单位为kwh；q
e
、q
c
分别表示小水电群根据预测来水模拟的最大发电量、小水电群本年度签订的合同电量，单位为kwh；若q
e
大于q
c
，表明小水电站群发完年度合同电量后，仍然有多余电量，如果这部分多余电量不参与市场交易，会面临被弃掉风险，可以将这部分电量与大水电站进行发电权交易以避免弃水风险；当大水电报价提高时会使小水电群的交易意愿降低，导致交易量减少，这种交易量随着交易价格增加而减少的变化趋势，类似于经济学中的市场需求弹性函数，表示价格变动对交易量的反应程度，因此采用应用最广泛的对数需求函数来描述发电权市场中交易价格与交易量之间关系，其公式如下：lnp3＝g+hlnq3式中：p3表示发电权交易电价，单位为元/kwh；q3表示发电权交易电量，单位为kwh；g、h为待求参数，其中h表示价格弹性，表示报价每提高1％，交易量会下降多少，参数g和h的计算步骤如下：步骤3.1，根据公式lnp3＝g+hlnq3绘制对数需求函数的曲线示意图，设该曲线的始、末两点分别为a、b；步骤3.2，联立发电权交易电量q3的范围、发电权交易电价p3的上限和下限，可得a、b两点的坐标，其中q
3,min
可取一个较小值如0.01，将a、b两点坐标代入式lnp3＝g+hlnq3中即可得待求参数g、h。6.根据权利要求2所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，步骤4中求解大水电年度综合收益的详细步骤为：大水电年度收益由五个部分组成，分别是合约市场收益s1、现货市场收益s2、发电权交易市场收益s3、蓄能收益s4和交易成本c，由于已经得到发电权交易电价与电量的函数关系式，可求解发电权交易市场收益s3，下面重点介绍其余四个部分求解过程；步骤4.1，求解合约市场收益s1与现货市场收益s2；
在合约和现货市场中，电站通常直接与电网进行交易，因此合约市场与现货市场的电价p1、p2较为公开透明，通过上网查询可得到合约市场电价的均值和标准差δ1、现货市场电价的均值和标准差δ2，假设两市场电价以它们的平均值和标准差为参数服从正态分布即可得到合约、现货市场电价p1、p2的波动情况；由于发电权交易电量q3的范围为0＜q3≤(q
e-q
c
)，在此范围内选取一个值作为q3，设大水电的合约电量q1为本发明的决策变量，则现货市场电量q2即为：q2＝q
a-q
1-q3式中：q
a
为大水电年度发电量，单位为kwh；q1、q2、q3分别表示合约市场电量、现货电量、发电权交易电量，单位为kwh；根据合约、现货市场的电价，联立q2＝q
a-q
1-q3可得到合约市场收益s1表达式为s1＝p1q1、现货市场收益s2表达式为s2＝p2q2；根据合约市场电价的均值现货市场电价的均值得到合约市场的平均收益的表达式为现货市场的平均收益的表达式为步骤4.2，求解大水电蓄能收益s4；在发电权交易模式下，大水电在汛期有偿转让给小水电一部分发电合同，并凭借自身的调节库容优势，把这部分发电用水储存起来作为蓄能，这部分蓄电量即为发电权交易电量q3，由于大水电原本打算将这部分发电权交易电量投入合约市场获利，则大水电蓄能收益s4为：式中：s4为大水电蓄能收益，单位为元；为合约市场电价的均值，单位为元/kwh；q3表示发电权交易电量，单位为kwh；步骤4.3，求解交易成本c；交易成本c主要为交易的网损成本，通常由交易双方均摊，计算公式如下：式中：c1表示输电线路损耗，单位为元；c2表示变压损耗，单位为元；为小水电群到主网平均距离，单位为km；λ为输电距离下高压输电的线损率，单位为％；p3为发电权交易电价，单位为元/kwh；x为电站到换流站经历的总变压次数；x为变压层编号；λ
x
为变压器的变压损耗率，单位为％；q3为发电权交易电量，单位为kwh；步骤4.4，求解大水电年综合收益s；根据大水电约市场收益s1、现货市场收益s2、发电权交易市场收益s3、蓄能收益s4和交易成本c的表达式，可以得到大水电年度综合收益s，为简化计算，可以设合约、现货、发电权交易市场电量所占大水电年度总电量q
a
的比例分别为r1、r2、r3；大水电年度综合收益s由五部分组成，其中发电权交易电价p3可以确定，发电权交易市场可视为一种无风险市场，而交易
成本c和蓄能收益s4不受合约、现货市场电价波动的影响，也可视为无风险市场，所以市场风险主要来自于合约与现货市场电价波动，根据合约市场电价的均值现货市场电价的均值最后可得大水电年综合收益s，大水电年度收益的均值大水电年度电量交易的夏普比率s
p
如下所示：式中：为大水电年度综合收益的均值，单位为元；分别表示合约、现货市场均值，单位为元/kwh；r1、r2、r3分别为合约、现货、发电权交易市场电量所占大水电年度总电量q
a
的比例，单位为％；为小水电群到主网平均距离，单位为km；λ为输电距离下高压输电的线损率，单位为％；p3为发电权交易电价，单位为元/kwh；x为电站到换流站经历的总变压次数；x为变压层编号；λ
x
为变压器的变压损耗率，单位为％；q3为发电权交易电量，单位为kwh；q
a
为大水电年度发电量，单位为kwh；s
p
为大水电的夏普比率；cvar为条件风险价值，单位为元；s为大水电年综合收益，单位为元。7.根据权利要求2所述的一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，其特征在于，步骤6中计算大水电年度电量交易的夏普比率的详细步骤为：大水电年度电量交易的夏普比率s
p
的决策变量为现货市场电量所占大水电年度总电量q
a
的比例r2、合约与现货市场相关系数ρ，改变以上决策变量，使大水电夏普比率s
p
达到最大，其具体步骤如下：步骤6.1，设置合约与现货市场相关系数ρ＝0.1，范围为ρ＜1；步骤6.2，根据小水电群的预测来水和签订的合约电量，得到小水电群的弃水电量，结合大水电年度电量从而得到r3的范围和最大值r
3,max
，设r3初值为0％；步骤6.3，增加发电权交易电量占大水电年度电量q
a
的比例r3，步长为0.1％；步骤6.4，从0％增加r2，步长为0.1％，则r1＝1-r
2-r3，计算所有情形下大水电的夏普比率和市场风险；步骤6.5，返回步骤三，改变r3继续计算，直到计算完所有的r3；步骤6.6，分别记录最大夏普比率、最小风险和各情形下大水电合约、现货、发电权交易电量的比例；步骤6.7，改变市场相关系数ρ，市场相关系数的步长为0.1，增加一个步长，返回步骤三，直至计算完所有市场相关系数ρ。
技术总结
本发明提供了一种计及大小水电发电权交易的风险调度方法，该方法首先根据装机容量、来水互补、网损成本和调节能力四个指标对不同大小水电组合进行综合评价，选出最优交易组合；然后以最优交易组合为研究对象，参考计量经济学中市场需求函数建立大水电竞价模型，并采用对数需求关系模拟大水电报价与交易电量函数关系式；最后根据大水电夏普比率来确定最优合约、现货和发电权交易电量三者比例。通过糯扎渡和各小水电群的实例分析证明了结果的有效性，有效减少了小水电弃水，并在一定风险范围内能够提高大水电收益，实现互利共赢和充分利用水资源的目标。分利用水资源的目标。分利用水资源的目标。
技术研发人员：程雄 程哲
受保护的技术使用者：三峡大学
技术研发日：2022.03.15
技术公布日：2022/6/28