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🔥 内容介绍
一、研究背景与问题提出
随着我国全国统一电力市场体系建设进入实质运行阶段，省间跨区交易与省内现货市场实现时序衔接、规则互通，省间交易商作为连接跨省跨区富余新能源资源与省内负荷侧的核心枢纽主体，可同时参与省间中长期交易、省间现货交易、省内现货交易、绿证交易四类市场的多维度购电，购电决策的优化空间得到极大拓展。但与此同时，省间交易商的购电行为本身会直接影响两级电力市场的节点出清结果，决策与市场出清之间形成强主从博弈关系；叠加风光大规模并网带来的出力强随机性，省间、省内市场节点出清价呈现尖峰化、强波动特征，绿证交易价格也随年度消纳责任权重考核呈现明显的季节性波动，多重不确定性给省间交易商的购电收益稳定性带来极大挑战。
传统单级市场下的购电优化方法，大多将市场价格作为外生固定参数，完全忽略交易商决策对市场出清的反向影响，也无法对多源不确定性带来的尾部极端风险进行精准量化，得到的购电方案在实际两级市场运行中往往难以落地，甚至出现严重的收益亏损。结合你此前在拉丁超立方风光场景生成、两阶段鲁棒优化大M法处理、电力市场仿真领域的技术积累，构建适配两级市场运行规则的计及风险省间交易商最优购电模型，可精准刻画决策与市场出清的互动逻辑，实现购电收益最大化与极端风险可控的双重目标。
二、国内外研究进展与研究缺口
电力市场购电优化研究先后经历了单市场确定性优化、单市场风险优化、多市场耦合优化三个阶段：早期研究基于传统统计优化方法，在省内单一市场框架下构建购电组合模型，完全忽略价格不确定性，鲁棒性极差；随后CVaR、VaR等金融风险度量方法被引入电力系统领域，实现了单市场下购电风险的量化管控，但这类研究均未考虑两级市场的层级架构特性。近年随着跨区电力交易规模持续扩大，部分学者开始关注跨省购电决策问题，但现有研究普遍存在两个核心缺口：一是将省间市场出清价格作为外生给定参数，没有考虑省间交易商的购电电量会直接改变两级市场的供需平衡，进而反向影响节点出清价，主从博弈互动关系完全缺失；二是多数模型仅考虑电价单一风险，没有将绿证交易价格、风光出力不确定性纳入统一风险度量框架，无法适配当前新能源消纳考核下的实际市场运行要求。本研究针对性填补上述两个核心研究缺口，构建完全贴合两级电力市场实际运行规则的优化模型。
⛳️ 运行结果
🔗 参考文献
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