2024年6月13日发(作者：卞清昶)
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第３５卷第ｌ８期
２００７年９月ｌ６日
继电器
Ｉ ＡＹ
ＶｂｌＩ３５ Ｎｏ．１８
Ｓｅｐ．１６，２００７
不确定条件下日前购电计划的风险评估方法
杨文佳 ，康重庆 ，夏清
（１．清华大学电机系电力系统国家重点实验室，北京１０００８４；２．广东省电力调度中心，广东／－ｅｌ ５１０６００）
摘要：随着电力市场体制改革的不断深入和全面实施，电网企业在市场环境下面临的不确定性风险日益突出。为了在保障电
网安全运行的同时提高企业效益，日前购电计划的风险评估就显得尤为重要。在概率性负荷预测的基础上，提出了对既定的
日前购电计划在不确定条件下进行风险评估的方法．该方法通过预估或模拟实时市场的电价波动情况，分别从全局及局部两
个角度对购电计划面临的风险进行分析和评估，进而对多个可行的购电计划进行风险意义上的排序和筛选。结合ＩＥＥＥ２４节
点系统对该方法的有效性和实用性进行了验证。提出的方法更加深刻地揭示了既定购电计划的经济性、风险性及对不确定条
件的适应性，为目前购电计划的风险评估提供了一种可行的新思路。
关键词：电力市场； 购电计划； 负荷偏差； 风险评估； 市场充裕度 －
ｍｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ ｔｈｅ ｄａｙ－ａｈｅａｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｕｎｃｅｒｔａｉｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ
ＹＡＮＧ Ｗｅｎ－ｊｉａ ，ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ—ｑｉｎｇ‘，ⅪＡ Ｑｉｎｇ‘
（１．ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｆＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓ，ＤｅｐｔｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ。ＴｓｉｎｇｈｕｎＵａ／ｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８４，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ Ｐｏｗｅｒ Ｄｉｓｐａｔｃｈ Ｃｅｎｔｅｒ，Ｇｕａｎｇｚｂｏｕ ５ｌＯ６０ｏ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｉｍ ｔｈｅ ｄｅｅｐｅｎｉｎｇ ａｎｄ ｃａｒｒｙｉｎｇ ｏｕｔ ｏｆ ｐｏｗｅｒ ｍａｒｋｅｔ ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ￣ｒｅｆｏｒｍ，ｔｈｅ ｔｍｃｅｍｉｎ ｒｉｓｋｓ ｔｏ ｔｈｅ ｄ ｕｔｉｌｉｔｙ ｉｎ ｔｈｅ
ｍａｒｋｅｔｉｎｇ ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ ｂｅｃ０ｍｅ ｍｏｒｅ ａｎｄ ｍｏｒｅ ｏｕｔｓｔａｎｄｉｎｇ．１１ｈｅ ｄｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｆｏｒ ａｔｅ ｄａｙ－ａｈｅａｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌｎａ ｉｓ ｅｓｐｅｃｉａ／／ｙ
ｉｍｐｏｒｔｎａｔ ｔｏ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｐｏｗｅｒ ｅｎｔｅｒｐｒｉｓｅ ｐｒｏｆｉｔ ｗｉｈｔ ｈｔｅ ｅｌｅｃｔｒｉｃ ｎｅｔｗｏｒｋ ｏｐｅｒａｔｉｎｇ蜘ｉｎ ｔｈｅ ｓｓｘｆｌｅ ｉｔｍｅ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｈｔｅ ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ
ｌｏａｄ ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ ｒｅｓｕｌｔ，ａ ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ ｆ０ｒ ｍｅ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｌ Ｗ ｅｎａｉｎ ｃｏｎｄｉｉｔｏｎｓ ｉｓ ｐｕｔ ｆｏｒｗａｒｄ．Ｂｙ
ｐｒｅ．ｅｓｔｉｍａｔｉｎｇ ｏｒ ｓｉｍｕｌａｔｉｎｇｔｈｅｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎ ｏｆｔｈｅ ｅｌｃｅｔｒｉｃｉｔｙｐｒｉｃｅｉｎｔｈｅ ｒｅａｌ—ｔｉｍｅｍａｒｋｅｔ。ｔｈｅｍｅｔｈｏｄ ａｎａｌｙｚｅｓａｎｄ ｅｖａｌｕａｔｅｓｔｈｅ ｒｉｓｋ
ｏｆｐｏｗｅｒ－ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇｐｌｎａｉｎ ｇｌｏｂａｌａｎｄｌｏ￣ａｌｐｅｒｓｐｅｃｔｉｖｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎ ｓｅｖｅｒａｌｆｅａｓｉｂｌｅｐｏｗｅｒｐｕｒｃｈａｓｅｐｌｎａｓ Ｃａｎｂｅ ｓｏｒｔｅｄ ａｎｄ ｓｃｒｅｅｎｅｄ
ｉｎ ｔｈｅ ｓｅｎｓｅ ｏｆｒｉｓｋ．ｗｉｍ ｍｅ ｓｔａｎｄａｒｄ ｓｙｓｔｅｍ ｄａｔａ．ｔｈｅ ａｖａｉｌａｂｉｌｉｙｔ ａｎｄ ｐｒａｃｔｉｃａｂｉｌｉｔｙ Ｏｆｔｈｅ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｍｅｔｈｏｄ ａｒｅ ｖｅｒｉｆｉｅｄ．１ｒｔｌｅ
ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｍｅｔｈｏｄ ｃｏｍｐｌｅｔｅｌｙ ｒｅｖｅａｌｓ ｔｈｅ ｅｃｏｎｏｍｙ，ｒｉｓｋ ａｎｄ ａｄａｐｔａｂｉｌｉｙｔ ｔｏ岫ｃｃ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ
ｐｌｎａ。ａｎｄｐｒｏｖｉｄｅｓ ａｎｅｗｆｅａｓｉｂｌｅ ｓｏｌｕｔｉｏｎｆｏｒｔｈｅｒｉｓｋａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆｄａｙ—ａｈｅａｄｐｏｗｅｒｐｕｍｈａｓｃｐｌａｎ．
Ｔ ｓｐｒｏｊｅｃｔｉｓ ｓｕｐｐｏｒｔｅｄｂｙｔｈｅＦｏｋ Ｙｉｎｇ－Ｔ０ｎｇＥｄｕｃａｉｔｏｎＦｏｕｎｄａｔｉｏｎ（Ｎｏ．１０￣２０）．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｐｏｗｅｒ ｍａｒｋｅｔ；ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌｎａ；ｌｏａｄ ｄｅｖｉａｔｉｏｎ；ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ；ｍａｒｋｅｔ ａｄｅｑｕａｃｙ
中图分类号：ＴＭ７３；Ｆ１２３．９ 文献标识码： Ａ 文章编号： １００３－４８９７（２００７）１８－００３４－０７
Ｏ引言
风险进行分析计算及研究，但金融领域的方法难以
对实际电力系统进行金融风险的定量分析计算；文
随着电力市场的不断推进，市场主体在保证安
献［４］通过对浙江电力市场的市场运行数据的统计
全性的同时，还要兼顾企业利益的最大化。在市场
分析得出预测负荷与电价之间的关系，并采用ＶａＲ
条件下，电网企业制定日前购电计划需要考虑到电
法进行风险评估；文献Ｉｓ］将表征系统技术风险的指
力供需矛盾的剧烈程度、发电厂的策略性竞标及日
标——系统剩余容量与电价联系起来，建立了系统
前购电价格等风险，通过对各种风险因素的深入分
剩余容量的金融风险评估模型，将电力市场中的技
析可知，负荷的不确定性是引发各种金融风险的重
术风险与金融风险结合在一起，均起到了一定的效
要因素。
果。本文在文献［４，５］中的负荷与电价关系的基础
到目前为止，已有学者对电力市场金融风险进
上，在文献［８］＿的负荷预测误差统计规律下，提出了
行了分析研究。文献［１～３］主要从如何采用电力期
两种新的风险评估方法，将不确定性条件下的日前
货来规避电力市场价格风险的角度对电力市场金融
购电计划风险显性化，通过图形将其面临的风险直
观地表现出来，其评估结果能为企业的优化决策提
基金项目：霍英东教育基金会资助项目（１ ０４０２０）
供支持，以提高经营效益。
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杨文佳，等不确定条件下日前购电计划的风险评估方法 一３５．
１日前购电计划实时风险分析
日前购电计划在实时市场上面临的风险主要由
负荷预测不准确而形成的负荷偏差所致。当负荷出
现偏差时，在市场条件下调度需要组织实时市场购
买发电容量来满足负荷的缺额，从而导致了实时市
场上的金融风险，不同条件下风险随之变化，例如：
１）当负荷偏差较小时，仅需要少量的容量即
可恢复到平衡状态，则此时可调机组处于同等地位，
类似于一个完全竞争市场，各机组理智报价，市场
秩序良好，电网企业承受的风险较小。
２）当负荷偏差较大时，需要较大量的发电容量
来填补缺额，则剩余发电容量多的机组占有很大的
优势，此时类似于一个寡头竞争市场，优势机组会
利用其市场力尽可能地在市场中获取利益，因而电
网企业需要承受较大的风险。在极端的情况下，甚
至可能出现可调容量小于负荷偏差量，此时电网企
业只能采取购买省外电力或切除本地负荷等措施，
这些措施都将增大电网企业所面临的风险。
从上可知，负荷偏差的大小对电网企业在实时
市场中承受的风险大小起着关键影响。因而本文在
负荷偏差变化的分布规律基础上对日前购电计划进
行风险分析评估与决策是有较好的指导意义的。
２ 日前购电计划风险评估思路
由于负荷偏差及实时市场的不确定性，电网企
业面临的风险不容忽视，因而对不确定条件下日前
购电计划进行风险评估有着重要意义，能为电网企
业在市场中占据先机做出良好的技术支持。
为了保证市场平稳有序的运行，日前市场一般
以系统边际电价作为清算电价，而实时市场为了避
免市场成员投机，其结算一般采用按机组报价进行
结算。这样既可避免在上调市场上形成过高的实时
电价，又可给参与下调市场的发电厂以适当的优惠，
吸引其参与下调市场的竞争。
２．１购电计划风险评估与决策分析思路
图１给出了对不确定条件下日前购电计划进行
风险评估的总体框架示意图。从图中可知：首先在
已有的９６点负荷预测基础上，制定一些可行的日前
购电计划并采用日前市场的结算方式进行结算，求
得其总购电价格及平均购电价格，对其优劣性进行
排序。然后以时段为单位，随机抽取全天负荷的偏
差量作为蒙特卡罗模拟的一个情景，分别采用模拟
平均购电价格和模拟机组报价的两种风险评估方法
对电网企业所面临的风险进行分析，得到不同的风
险度量与评估分析结果，供电网企业作辅助决策。
短期负荷预测水平
日翦购电计划及总购电价格
对历史偏差统计规律随机抽样
预估实时市场平均购电价
模拟机组各时段报价及实
格．并修正全天购电费用
时市场的上调／下调交易过
程．并修正全天购电费用
风险度量及评估（１）
风险度量及评估（２）
图１不确定条件下日前购电计划的
风险评估思路图
Ｆｉｇ．１ Ｓｃｈｅｍｅｏｆｔｈｅ ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄｆｏｒｔｈｅｐｏｗｅｒ
ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｕｎｃｅｒｔａｉｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ
２．２基本物理量描述
１）实时市场负荷波动随机量的产生
采用文献［６】的方法对某地区特定季节的历史
负荷数据进行统计分析可以得到第 （ｋ＝１，…，Ｍ）
时间段第 （
．
７＝１，…，Ｗ）负荷水平类型下的负荷预
测误差的概率分布曲线 （ ， ），（Ｓ＝１，…， ），假
设某日（第 日）第ｔ时段的负荷值为Ｌ ４，，根据其所
在的时段和负荷值的大小可以查找统计所得的预测
误差规律得到
．
的预测误差概率分布曲线，然后
采用逆变换法【＿７］产生负荷波动随机数：
（ａ）随机产生满足ｕ（ｏ，１）分布的独立随机数
尺ⅣＤ：
（ｂ）利用ｖ＝ｆａ， （ＲＮＤ）求得负荷预测相对误
差ｖ：
（ｃ）由Ｙ＝ＬＡ，・ｖ可得到满足统计规律分布函数
的负荷随机波动量随机数Ｙ。
对应不同时段的负荷值ＬＡ，（ｔ＝１，…， ），可以查
找得到 个概率分布曲线，重复（ｂ）、（ｃ）步即可得到
全天的某一负荷水平下的负荷波动随机量。
２）计及风险的总购电价格及平均购电价格
计及风险的系统总购电价格和平均购电价格如
式（１）和式（２），表征了电网企业面临的风险系数，为
电网企业的经营起到了很好的辅助决策作用。
Ｃｏｓｔ ＝Ｃｏｓｔ－ｔ－ｃ。ｐ０ｔ ｐ０ｔ （１）
Ｃ ＝ＣｏｓｔＴ（Ｐ￣前＋ ｐｏｔ） （２）
式中：Ｃｏｓｔ 和ｃａ 。 分别表示计及风险因素的系统
总购电价格和平均购电价格；Ｃｏｓｔ表示日前市场的
总购电成本；ｃ。ｐｏｃ为机组实时清算电价；Ｐ。 。 为实
时交易电量（若为上调市场，Ｐｓｐｏｔ＞０；反之Ｐｓｐｏｔ＜Ｏ）；
尸日前指日前市场的总电量，本文中指的是给定的负
荷值。
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．
３６． 继电器
３）实时市场上调／下调充裕度
场力，极有可能提高自身的报价，以获取更高的利
本文为了将由负荷波动而形成的实时市场上电
价波动的情况反映到购电风险当中，引入了市场充
裕度的概念。市场充裕度可分为上调充裕度和下调
充裕度两个物理量。分别定义为：
润，此时实时平均电价有可能会很高。因而本文采
用二次函数模拟上调市场充裕度与平均实时电价之
间的关系： ・
＝
ｃ叩 ‘ ｛口＋ ＋ ．ｆ＋ ，，
Ｌｐ，ｔ等 （‘０＜ ＜ ¨３）
ｕｐ，Ｓ，ｔ
，１
当 。。值接近１时，市场中上调充裕度很大，
￣ｄｏｗｎ，ｔ （一 ｏｗｎ，Ｓ，ｔ＜ ＜０）㈣
其中：
．
表示了第ｔ时段全系统可上调的总出力，
ｅｄｏｗｎ 表示了第ｔ时段全系统可下调的总出力，
为第ｔ时段负荷的偏差量，由式（３）、（４）ＢＰ可得到第
ｔ时段的上调和下调的充裕度 和 。 分别
表征了上／下调实时市场中电量的稀缺程度，且易知
和 ｗｎ
均为【０，ｌ】之间的数值（本文假设当系
，
统剩余容量不足时采取切负荷或切机的措施，即取
０值１。
３预估实时平均电价的风险评估
因实时市场存在风险而使得总购电价格和平均
购电价格随负荷波动而变化，本文预估实时平均电
价的风险评估方法对大量负荷波动情景下的风险进
行蒙特卡罗模拟，统计其概率分布情况即可对电网
企业在不确定条件下所面临的风险进行分析与评
估。
文献［５，８】均反映了全系统剩余发电容量与实时
市场中电价走势的关系，即随着系统剩余容量增加，
电价呈非线性下降，较好地模拟了上调市场的变化
趋势，但未考虑到下调市场。因上调市场与下调市
场的市场机理存在差别，所以市场参与者的参与动
机、积极性等也随之存在差异，其剩余容量与市场
价格关系的走势也不一致，因而本文将这两种情况
分开讨论，以更好地对实时市场中电价的变化进行
模拟。
３．１上调市场的市场机制
在上调市场中，发电厂为了争取尽可能多的中
标电量，在市场充裕度变化的情况下，其报价方案
存在较大差异。例如在负荷预测误差较小的时段，
实时上调的需求量较小，可供上调的机组很多，因
而一般机组为了能中标，会理性报价，以其成本为
依据，市场上的实时平均电价会比较低一些；而在
负荷预测误差较大的时段，实时上调的需求量很大，
发电厂的中标概率很大，大机组甚至可能动用其市
电价接近其成本值；随着市场上调充裕度的不断减
小，在初始阶段，平均电价上升缓慢，但当供求关
系趋于紧张，发电厂就会出现投机现象，平均电价
急速上升，因而关系曲线形如图２所示。需要注意
的是，为了保护实对市场的稳定，且系统中也必须
留有一定裕度以保证系统的安全性，因而设置了平
均购电价格的阈值 。
图２上调市场中平均电价与 ｐ的关系
Ｆｉｇ．２ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｃｏｓｔ ａｎｄ
ｉｎ ｕｐ－ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ
ｐ
ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｍａｒｋｅｔ
３．２下调市场的市场机制
实时情况下，负荷预测难免出现高于实际负荷
的情况，此时需压机组出力才能保持系统实时平衡，
因而在实时市场中须设立下调市场，为鼓励发电厂
参与下调市场的积极性，采用了按机组报价的结算
模式用以补偿电厂在实时市场中压出力的损失，发
电厂的获利空间为日前出清价格与其在下调市场中
的报价之差，因而电厂有报低价的趋势。但发电厂
会权衡利弊，其报价没有很明显的倾向性，下调市
场的充裕度大小对其影响并不大，随着下调市场充
裕度的减小，发电厂会理性地降低其报价，因而本
文采用线性关系来模拟下调市场充裕度与平均实时
电价之间的关系：
＝
，（ 彻）＝ ＋，‘ 出『 ０ １（６）
曲线形如图３所示， ｗｎ值与实时平均电价
呈线性关系，随下调市场充裕度减少而线性降低其
报价。
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杨文佳，等不确定条件下日前购电计划的风险评估方法 一３７一
／／
第ｋ台热备用机组的报价趋势的风险量化系数。因
上调市场有报高价趋势，因而“＋”号适用于上调
市场；反之“一”号适用于下调市场。
，
表示机组ｋ的上（下）调剩余出力（单个个体
，表示系统的可上（下）调剩余出力， 的供应量），
两者的比值表示了机组ｋ在市场中的份额大小。
ｑ 是与第ｔ时段的系统上（下）调充裕度挂钩的
图３下调市场中平均电价与 的关系
Ｆｉｇ．３ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｃｏｓｔ ａｎｄ ０ｗｎ ｉｎ
ｄｏｗｎ—ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｍａｒｋｅｔ
４模拟机组报价的购电计划风险评估
上一节所述的日前购电计划风险评估方法能给
出日前购电计划所面临的大致风险情况，但由于该
方法仅从平均购电价格的角度来分析，不能体现出
各机组报价的差异性，因而该方法难以分析在不确
定条件下已有的某几个可行日前购电计划的优劣
性，为此，本文提出了另一种模拟机组报价的日前
购电计划风险评估方法。
４．１模拟机组报价的风险分析
在实时市场中，对应于不同的日前购电计划，
机组作为市场参与主体，其报价差异会对企业面临
的风险状况起到不同程度的影响，因此本节从机组
报价隐含风险的角度来对日前购电计划风险进行模
拟分析。
发电机组在实时市场中报价主要受两方面影
响，其一是市场上的供求关系（本文用上调／下调市
场充裕度来表征），供需紧张时价格易不稳定；其二
是某机组在市场中所占据的份额，市场份额大的机
组有较强的市场力，在较大程度上操纵着市场风险
的大小。因此本文引入了一个报价趋势风险系数
册（Ｂｉｄ Ｔｒｅｎｄ Ｒｉｓｋ），它反映了各机组的报价趋势
的风险量化程度，然后通过ｖ ＝Ｃｋ．ＢＴＲ， ，可得
到机组七在时段 下计及风险的虚拟电价ＶＣ ，其
中Ｃ 取为机组 的运行成本，以此虚拟电价ＶＣ 作
为机组七在实时市场上的报价，即可进行实时市场
交易的模拟并分析不同目前购电计划所面临的风险
情况。
４．２报价趋势风险系数
报价趋势风险系数ＢＴＲ，的定义如下所示：
ｅ＊ｋ ｔ
跚 ， ・
ＢＴＲ， ，表示了在上（下）调市场中第ｔ时间段，
系数。当系统充裕度很大时，ｑ 取大值（接近１），
当系统充裕度很小时，ｑ 取值变小，风险系数增
大。因为 ，在０到１之间取值，因而经过分析可
以将ｑ ，取为上（下）调市场充裕度的ｋ倍，即
ｑ ，＝ｋ・ ，。另外，为了保障市场的稳定性，一般
均有最高限价，因而在充裕度很小的区间段内ｑ
取为某一常数的最小值（即ｑ 为 ，的分段函数）。
是与ｋ相关的一个系数，主要是为了更好地
模拟市场上的报价趋势， 与ｋ两者的取值需要考
察当地历史数据根据实际情况制定（一般来说上调
市场ｋ可取为１－２之间，下调市场ｋ可取为２－３之
间）。
４．３实时交易模拟过程
本文实时交易过程是在既定的日前购电计划方
案上进行的，负荷偏差的调整量一般处于一定的范
围之内，因而本文假设各机组的上调和下调速度不
会影响机组的可调整出力范围。因此为简化分析，
本文假设各时段机组调整出力不耦合，根据所有参
与机组的虚拟报价和剩余上调、下调容量分别模拟
容量上调和下调的市场。假如负荷偏差为正（即实际
负荷比预测负荷值大），就到上调市场中寻找机组安
排出力以满足负荷缺额，根据负荷预测相对误差的
定义可知，此时预测相对误差Ｖｔ＜０，本文将此种
情况定义为负荷正偏差；反之亦然。
因为各时段解耦，下面以某单个时段下负荷正
偏差为例，说明实时交易算法的流程。
如图４所示，丁表示负荷序列的时段点总数，
＝ ・
ＪＶｔｌ为假设的实际值与预测值之间的差
值，即时段ｔ的负荷波动随机量，尺 ，表示机组ｑ
在时段ｔ的正备用容量。上调市场交易的原则是选
取机组的虚拟电价最低的机组优先增出力，直至满
足负荷的偏差值。下面简单介绍一下单时段容量上
调市场的模拟交易算法：
１）搜索时段ｔ可调的机组及其正备用容量，作
为备选机组集合。
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．
３８． 继电蠢
２）若系统有正备用容量，则搜索并调整虚拟电
针对单时段下系统平均电价水平来分析的，反映了
价最低的机组ｑ的出力，若其正备用容量大于或等
于△厶，则说明只需调整机组ｑ的出力即可以满足
负荷偏差的要求，此时启用该机组的成本增量最小，
修正机组ｑ正备用容量尺 ＝Ｒ 一△厶，该时段
的出力调整完成，跳转至下一时段。
３）若机组ｑ的正备用容量小于△厶，也就是
说仅调节机组ｑ容量不能平衡负荷偏差的要求，所
以调整机组ｑ出力至满发，该机组正备用置０，修
正剩余的待平衡负荷量， ＝ 一尺 重新
回到图４中的方框２进行迭代，直至负荷偏差量变
为Ｏ，再跳转至下一时段。
４）若当 ， ０时，系统的△厶仍不为Ｏ，说
明全系统的热备用容量不足以满足负荷偏差量的大
小，即说明有部分随机负荷波动量将需要企业支付
更高的成本才能满足，比如说另外开启新机组、从
外区域高价购入、情况严重时甚至需要采取切负荷
措施，为了方便分析，本文引入电价惩罚系数来表
征因此类情况而增加的成本，以说明此时电网企业
面临的购电成本的风险增量。并跳转至下一时段。
各时段机组正备用容量的数据及
给出的某时段的负荷偏差△
譬羹璧套主 ．
竺誓要至数
： ＝
该 ｌ
。．
塞Ｉ
Ｉ
Ｉ
，
菊寄 ｑ严
拟 价 ’
Ｙ ？ 、 Ｎ
该时段交易结ｌ Ｉ第ｑ台机组满发；
束，ｆ＝ｆ ４－１ Ｉ ｌ且修正负荷偏差值
图４实时交易流程图
Ｆｉｇ．４ Ｆｌｏｗ ｏｆ ｒｅａｌ—ｔｉｍｅ ｔｒａｄｉｎｇ
通过该方法对 个时段分别进行交易模拟，即
可得到某个情景下的计及风险的总购电价格，利用
蒙特卡罗模拟的方法对多种场景进行模拟，即可得
到在不确定条件下的计及机组报价策略的日前购电
成本风险的分析结果。
５两种风险评估方法的特点
本文提出的两种日前购电计划风险评估方法在
分析侧重点和评估结果等方面均有较大区别。
预估实时市场平均购电价格的风险评估方法是
每个时段随着负荷偏差量的大小而导致电价波动的
风险，加总后可利用风险度量将其风险显性化；此
外，还可得各时段平均电价的概率分布情况，能够
较好地揭示出次日各时段面临的不确定性风险的大
小。
模拟机组报价趋势的风险评估方法则是从单时
段各机组的个体报价行为的角度进行分析的，由于
对应不同日前购电计划下的机组报价策略是不同
的，模拟各机组报价行为策略的分析主要是为了凸
显不同日前购电计划在不确定条件下的差异性，因
而此法能较好地体现不同日前购电计划在不确定条
件下的适应性，为电网企业对日前购电计划的选择
提供一个辅助决策的技术支持。
６算例分析
本文以ＩＥＥＥ２４节点系统 作为研究对象，其中
２６台机组的数据见文献ｆ９】，每个节点的负荷分布数
据见文献【ｌｏ１，机组的升、降出力速率数据见文献
【１１】，并采用文献【ｌ２】中的一机一价模式下得到的最
优日前购电计划作为本文算例的基础数据，易知该
日前购电计划系统总购电价格为７５９ ７３０美元，且
因２４个时段内韵负荷预测总量为５６ ７１６．５ ＭＷ，所
以平均购电成本为ｌ３．３９５美元 Ⅳｈ。
因缺乏实际负荷数据统计误差规律，为了方便
说明问题，本文假设不同方差的正态分布来模拟负
荷的偏差规律以作为抽样的分布规律，表ｌ所示即
为各时段的负荷偏差的方差大小。
６．１预估实时平均电价的风险评估结果
经评估分析可得到平均购电价格的期望值为
１３．４３４美元 ，均方差为０．２２５ ５美元：总购电
价格的期望值为７６１ ２１６．４５美元，均方差为３４ ０５６
美元。
系统平均购电价格和系统总购电费用的分布情
况如图５和图６所示。
平均购电价格
图５系统平均购电价格
Ｆｉｇ．５ Ｅｖｅｎ ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｃｏｓｔ ｏｆ ｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ
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杨文佳，等不确定条件下目前购电计划的风险评估方法 一３９．
表１ 模拟负荷各时段偏差量的方差
．
１ Ｖａｒｉａｎｃｅ ｏｆ ｌｏａｄ ｄｅｖｉａｔｉｏｎ
时段点号 负荷偏差的方差／删 时段点号 负荷偏差的方差／删 时段点号 负荷偏差的方差／删
１ ３．３０７１ ９ ２．８７８７ １７ ３．２９１Ｏ
２ ３．５２６８ １０ ２．９７７４ １８ ２．１９６６
３ ２．８１３３ １１ ３．１７８０ １９ ２．７２１９
４ ２．８８８６ １２ ３．１７８０ ２０ ２．６１６７
５ ３．３３１Ｏ １３ ３．１７８０ ２１ ２．０４０５
６ ３．３３１Ｏ １４ ２．９７７４ ２２ １．７０８１
７ ２．８８８６ １５ ２．４９７１ ２３ ２．４９７１
８ ３．１４７６ １６ ２．４９７１ ２４ ２．７３６４
由于下调市场中平均购电价格较低，因而由下
调市场导致的成本变化量对全系统总购电价格的影
响比较小，且下调市场中负荷的变化量相对于全天 蒌
的总负荷量来说也不大，系统总购电价格与总负荷
量相除得到的结果变化不大，因而平均购电价格分
布自然地形成了一个价格下限，如图５所示。而系统
总购电价格则呈现类似正态的分布形式。
图８ １２点的电价分布曲线
Ｆｉｇ．８ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｃｏｓｔ ａｔ １２ ａ．ｍ．
６．２模拟机组报价趋势的风险评估结果
为了对比不同的日前购电计划对风险的适应
性，本文另外给出３个可行的日前购电计划，这３
个日前购电计划也与文献［１２１的购电计划形式类
似，因篇幅所限，不作列举。
图６系统总购电费用
给定的４个可行的日前购电计划均满足同样的
Ｆｉｇ．６ ＴＤｔａ１ ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｃｏｓｔ ｏｆ ｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ
负荷水平，假定负荷预测没有不确定性，容易分析
得到４个购电计划的总价格如表２中的第一行所示，
上面的分析是基于日前购电计划整体的风险分
且各计划的优劣如表中所示。但由于实际负荷的特
析与评估，本方法还能给出不同时刻的风险描述，
性决定了负荷预测难以精确，存在大量不确定的因
能够更好地反映一天中不同时刻的风险大小，本文
素，本文假设负荷偏差特性均与表１中的负荷偏差
列举了５点、１２点两个时刻的实时平均电价的确切
特性一致，在此基础上采用模拟机组报价趋势的风
概率分布曲线和累计概率分布曲线。本文用到的累
险评估方法可分析出４个日前购电计划在考虑不确
积概率曲线是从左向右的积分，即表示的是小于或
定条件下的优劣如表２所示。
等于某个电价水平的概率。如图７和图８所示（左边
表２不同购电计划的结果比较 单位：美元
的图是确切概率分布，右边的是累计概率分布）。
Ｔａｂ．２ Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｏｗｅｒ－ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｐｌｎａ
０．０３０
０．０２５
０．０２０
槲０ ０１５
塞
０ ０１０
图７ ５点的电价分布曲线
Ｆｉｇ．７ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｃｏｓｔ ａｔ ５ ａ．ｍ
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．．
４０．． 继电器
Ｅｖａｌｕａｔｉｎｇ Ｓｈｏｒｔ．ｔｅｔｒａ Ｆｉｎａｎｃｉａｌ Ｒｉｓｋ ｉｎ Ｅｌｅｃｒｒｉｃｉｔｙ
表２中列出了４个日前购电计划在风险情况下
的各方面的特征指标。为了从全局的观点出发，本
文以总购电价格的期望值作为对不确定条件下日前
购电计划进行排序的依据。可以看出在不确定条件
下，某几个购电计划的期望虚拟购电价格发生了变
化，计划２由原来次优退到第三位，计划３由原本
的第三位前进到第二位，可见计划３比计划２在风
险的情况下更具有优势。
此种分险评估方法同样可以给出类似图５和图
Ｍａｒｋｅｔ ｂｙ Ａｐｐｌｙｉｎｇ Ｓｙｓｅｍ ｔＳｕｒｐｌｕｓ Ｃａｐａｃｉｙ ｔＰｅｒｃｅｎｔ［Ｊ］．
Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ．２ｏｏ４．２８（２３）：
６－ｌ０．２１．
［６］ 杨文佳，康重庆，夏清，等．基于预测误差分布特性统
计分析的概率性短期负荷预测［Ｊ］．电力系统自动
化，２００６，３０（１９）：４７．５２．
ＹＡＮＧ Ｗｅｎ－ｊｉａ，ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ－ｑｉｎｇ，ＸＩＡ Ｑｉｎｇ，ｅｔ ａ１．
Ｓｈ０ｎ Ｔｅｒｍ Ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ Ｌｏａｄ Ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ Ｂａｓｅｄ ｏｎ
Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓ ｏｆ Ｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ Ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ
￣ｒｏｒｓｇ］．Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ．２０ｏ６．
６的平均购电价格及总购电价格的分布图，此处限
于篇幅不作列举。
７结论
本文模拟了实时负荷随机波动以及相应的电价
波动导致的实时市场上的购电风险，提出了两种方
法对不确定条件下的日前购电计划进行风险性分析
与评估。两种方法都是在随机抽取负荷偏差样本的
基础上进行的，其一是模拟各时段的平均购电价格
而得到的日前购电计划风险分析方法；其二是加入
了机组的报价趋势风险系数的影响，通过模拟实时
市场的交易过程而得到的日前购电计划风险分析方
法，两种方法分别从全局和局部两个不同的角度对
购电计划的风险进行描述，并用实际算例验证了这
两种方法的实用性和有效性，能够为电网企业制定
日前购电计划提供很好的辅助决策，有效地降低企
业的运营风险。
参考文献
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［１２］江健健，康重庆，夏清，等．适用于不同电价机制的统
一
机组组合算法［Ｊ】．电力系统自动化，２００４，２８（８）：
２７—３１．４４．
ⅡＡＮＧ Ｊｉｎａ－ｊｉａｎ。ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ－ｑｉｎｇ，ＸＩＡ Ｑｉｎｇ，ｅｔ ａ１．
Ｕｎｉｆｏｒｍ Ａｐｐｒｏａｃｈ ｔｏ Ｕｎｉｔ Ｃｏｍｍｉｔｍｅｎｔ ｗｉｔｈ Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ
Ｐｒｉｃｅ Ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ［Ｊ］．Ａｕｔｏｍａｉｔｏｎ ｏｆ Ｅｌｃｅｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｓｙｓｔｅｍｓ，２ＯＯ４，２８（ ８）：２７．３１，４４．
收稿日期ｌ ２００７．０３—２１
作者简介：
杨文佳（１ ９８２一），女，硕士，主要从事电力系统运行分
析和稳定控制方面工作；Ｅ．ｍａｉｌ：ｗｉｎｎｉｌ３０＠１２６．ｃｏｍ
康重庆（１９６９－），男，博士，教授，研究方向为电力市
场、负荷预测等；
夏清（１９５７－），男，教授，博士生导师，研究方向为
电力市场、电力规划、负荷预测等。
2024年6月13日发(作者：卞清昶)
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第３５卷第ｌ８期
２００７年９月ｌ６日
继电器
Ｉ ＡＹ
ＶｂｌＩ３５ Ｎｏ．１８
Ｓｅｐ．１６，２００７
不确定条件下日前购电计划的风险评估方法
杨文佳 ，康重庆 ，夏清
（１．清华大学电机系电力系统国家重点实验室，北京１０００８４；２．广东省电力调度中心，广东／－ｅｌ ５１０６００）
摘要：随着电力市场体制改革的不断深入和全面实施，电网企业在市场环境下面临的不确定性风险日益突出。为了在保障电
网安全运行的同时提高企业效益，日前购电计划的风险评估就显得尤为重要。在概率性负荷预测的基础上，提出了对既定的
日前购电计划在不确定条件下进行风险评估的方法．该方法通过预估或模拟实时市场的电价波动情况，分别从全局及局部两
个角度对购电计划面临的风险进行分析和评估，进而对多个可行的购电计划进行风险意义上的排序和筛选。结合ＩＥＥＥ２４节
点系统对该方法的有效性和实用性进行了验证。提出的方法更加深刻地揭示了既定购电计划的经济性、风险性及对不确定条
件的适应性，为目前购电计划的风险评估提供了一种可行的新思路。
关键词：电力市场； 购电计划； 负荷偏差； 风险评估； 市场充裕度 －
ｍｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ ｔｈｅ ｄａｙ－ａｈｅａｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｕｎｃｅｒｔａｉｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ
ＹＡＮＧ Ｗｅｎ－ｊｉａ ，ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ—ｑｉｎｇ‘，ⅪＡ Ｑｉｎｇ‘
（１．ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｆＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓ，ＤｅｐｔｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ。ＴｓｉｎｇｈｕｎＵａ／ｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８４，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ Ｐｏｗｅｒ Ｄｉｓｐａｔｃｈ Ｃｅｎｔｅｒ，Ｇｕａｎｇｚｂｏｕ ５ｌＯ６０ｏ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｉｍ ｔｈｅ ｄｅｅｐｅｎｉｎｇ ａｎｄ ｃａｒｒｙｉｎｇ ｏｕｔ ｏｆ ｐｏｗｅｒ ｍａｒｋｅｔ ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ￣ｒｅｆｏｒｍ，ｔｈｅ ｔｍｃｅｍｉｎ ｒｉｓｋｓ ｔｏ ｔｈｅ ｄ ｕｔｉｌｉｔｙ ｉｎ ｔｈｅ
ｍａｒｋｅｔｉｎｇ ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ ｂｅｃ０ｍｅ ｍｏｒｅ ａｎｄ ｍｏｒｅ ｏｕｔｓｔａｎｄｉｎｇ．１１ｈｅ ｄｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｆｏｒ ａｔｅ ｄａｙ－ａｈｅａｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌｎａ ｉｓ ｅｓｐｅｃｉａ／／ｙ
ｉｍｐｏｒｔｎａｔ ｔｏ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｐｏｗｅｒ ｅｎｔｅｒｐｒｉｓｅ ｐｒｏｆｉｔ ｗｉｈｔ ｈｔｅ ｅｌｅｃｔｒｉｃ ｎｅｔｗｏｒｋ ｏｐｅｒａｔｉｎｇ蜘ｉｎ ｔｈｅ ｓｓｘｆｌｅ ｉｔｍｅ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｈｔｅ ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ
ｌｏａｄ ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ ｒｅｓｕｌｔ，ａ ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ ｆ０ｒ ｍｅ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｌ Ｗ ｅｎａｉｎ ｃｏｎｄｉｉｔｏｎｓ ｉｓ ｐｕｔ ｆｏｒｗａｒｄ．Ｂｙ
ｐｒｅ．ｅｓｔｉｍａｔｉｎｇ ｏｒ ｓｉｍｕｌａｔｉｎｇｔｈｅｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎ ｏｆｔｈｅ ｅｌｃｅｔｒｉｃｉｔｙｐｒｉｃｅｉｎｔｈｅ ｒｅａｌ—ｔｉｍｅｍａｒｋｅｔ。ｔｈｅｍｅｔｈｏｄ ａｎａｌｙｚｅｓａｎｄ ｅｖａｌｕａｔｅｓｔｈｅ ｒｉｓｋ
ｏｆｐｏｗｅｒ－ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇｐｌｎａｉｎ ｇｌｏｂａｌａｎｄｌｏ￣ａｌｐｅｒｓｐｅｃｔｉｖｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎ ｓｅｖｅｒａｌｆｅａｓｉｂｌｅｐｏｗｅｒｐｕｒｃｈａｓｅｐｌｎａｓ Ｃａｎｂｅ ｓｏｒｔｅｄ ａｎｄ ｓｃｒｅｅｎｅｄ
ｉｎ ｔｈｅ ｓｅｎｓｅ ｏｆｒｉｓｋ．ｗｉｍ ｍｅ ｓｔａｎｄａｒｄ ｓｙｓｔｅｍ ｄａｔａ．ｔｈｅ ａｖａｉｌａｂｉｌｉｙｔ ａｎｄ ｐｒａｃｔｉｃａｂｉｌｉｔｙ Ｏｆｔｈｅ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｍｅｔｈｏｄ ａｒｅ ｖｅｒｉｆｉｅｄ．１ｒｔｌｅ
ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｍｅｔｈｏｄ ｃｏｍｐｌｅｔｅｌｙ ｒｅｖｅａｌｓ ｔｈｅ ｅｃｏｎｏｍｙ，ｒｉｓｋ ａｎｄ ａｄａｐｔａｂｉｌｉｙｔ ｔｏ岫ｃｃ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ
ｐｌｎａ。ａｎｄｐｒｏｖｉｄｅｓ ａｎｅｗｆｅａｓｉｂｌｅ ｓｏｌｕｔｉｏｎｆｏｒｔｈｅｒｉｓｋａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆｄａｙ—ａｈｅａｄｐｏｗｅｒｐｕｍｈａｓｃｐｌａｎ．
Ｔ ｓｐｒｏｊｅｃｔｉｓ ｓｕｐｐｏｒｔｅｄｂｙｔｈｅＦｏｋ Ｙｉｎｇ－Ｔ０ｎｇＥｄｕｃａｉｔｏｎＦｏｕｎｄａｔｉｏｎ（Ｎｏ．１０￣２０）．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｐｏｗｅｒ ｍａｒｋｅｔ；ｐｏｗｅｒ ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌｎａ；ｌｏａｄ ｄｅｖｉａｔｉｏｎ；ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ；ｍａｒｋｅｔ ａｄｅｑｕａｃｙ
中图分类号：ＴＭ７３；Ｆ１２３．９ 文献标识码： Ａ 文章编号： １００３－４８９７（２００７）１８－００３４－０７
Ｏ引言
风险进行分析计算及研究，但金融领域的方法难以
对实际电力系统进行金融风险的定量分析计算；文
随着电力市场的不断推进，市场主体在保证安
献［４］通过对浙江电力市场的市场运行数据的统计
全性的同时，还要兼顾企业利益的最大化。在市场
分析得出预测负荷与电价之间的关系，并采用ＶａＲ
条件下，电网企业制定日前购电计划需要考虑到电
法进行风险评估；文献Ｉｓ］将表征系统技术风险的指
力供需矛盾的剧烈程度、发电厂的策略性竞标及日
标——系统剩余容量与电价联系起来，建立了系统
前购电价格等风险，通过对各种风险因素的深入分
剩余容量的金融风险评估模型，将电力市场中的技
析可知，负荷的不确定性是引发各种金融风险的重
术风险与金融风险结合在一起，均起到了一定的效
要因素。
果。本文在文献［４，５］中的负荷与电价关系的基础
到目前为止，已有学者对电力市场金融风险进
上，在文献［８］＿的负荷预测误差统计规律下，提出了
行了分析研究。文献［１～３］主要从如何采用电力期
两种新的风险评估方法，将不确定性条件下的日前
货来规避电力市场价格风险的角度对电力市场金融
购电计划风险显性化，通过图形将其面临的风险直
观地表现出来，其评估结果能为企业的优化决策提
基金项目：霍英东教育基金会资助项目（１ ０４０２０）
供支持，以提高经营效益。
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杨文佳，等不确定条件下日前购电计划的风险评估方法 一３５．
１日前购电计划实时风险分析
日前购电计划在实时市场上面临的风险主要由
负荷预测不准确而形成的负荷偏差所致。当负荷出
现偏差时，在市场条件下调度需要组织实时市场购
买发电容量来满足负荷的缺额，从而导致了实时市
场上的金融风险，不同条件下风险随之变化，例如：
１）当负荷偏差较小时，仅需要少量的容量即
可恢复到平衡状态，则此时可调机组处于同等地位，
类似于一个完全竞争市场，各机组理智报价，市场
秩序良好，电网企业承受的风险较小。
２）当负荷偏差较大时，需要较大量的发电容量
来填补缺额，则剩余发电容量多的机组占有很大的
优势，此时类似于一个寡头竞争市场，优势机组会
利用其市场力尽可能地在市场中获取利益，因而电
网企业需要承受较大的风险。在极端的情况下，甚
至可能出现可调容量小于负荷偏差量，此时电网企
业只能采取购买省外电力或切除本地负荷等措施，
这些措施都将增大电网企业所面临的风险。
从上可知，负荷偏差的大小对电网企业在实时
市场中承受的风险大小起着关键影响。因而本文在
负荷偏差变化的分布规律基础上对日前购电计划进
行风险分析评估与决策是有较好的指导意义的。
２ 日前购电计划风险评估思路
由于负荷偏差及实时市场的不确定性，电网企
业面临的风险不容忽视，因而对不确定条件下日前
购电计划进行风险评估有着重要意义，能为电网企
业在市场中占据先机做出良好的技术支持。
为了保证市场平稳有序的运行，日前市场一般
以系统边际电价作为清算电价，而实时市场为了避
免市场成员投机，其结算一般采用按机组报价进行
结算。这样既可避免在上调市场上形成过高的实时
电价，又可给参与下调市场的发电厂以适当的优惠，
吸引其参与下调市场的竞争。
２．１购电计划风险评估与决策分析思路
图１给出了对不确定条件下日前购电计划进行
风险评估的总体框架示意图。从图中可知：首先在
已有的９６点负荷预测基础上，制定一些可行的日前
购电计划并采用日前市场的结算方式进行结算，求
得其总购电价格及平均购电价格，对其优劣性进行
排序。然后以时段为单位，随机抽取全天负荷的偏
差量作为蒙特卡罗模拟的一个情景，分别采用模拟
平均购电价格和模拟机组报价的两种风险评估方法
对电网企业所面临的风险进行分析，得到不同的风
险度量与评估分析结果，供电网企业作辅助决策。
短期负荷预测水平
日翦购电计划及总购电价格
对历史偏差统计规律随机抽样
预估实时市场平均购电价
模拟机组各时段报价及实
格．并修正全天购电费用
时市场的上调／下调交易过
程．并修正全天购电费用
风险度量及评估（１）
风险度量及评估（２）
图１不确定条件下日前购电计划的
风险评估思路图
Ｆｉｇ．１ Ｓｃｈｅｍｅｏｆｔｈｅ ｒｉｓｋ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄｆｏｒｔｈｅｐｏｗｅｒ
ｐｕｒｃｈａｓｅ ｐｌａｎ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｕｎｃｅｒｔａｉｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ
２．２基本物理量描述
１）实时市场负荷波动随机量的产生
采用文献［６】的方法对某地区特定季节的历史
负荷数据进行统计分析可以得到第 （ｋ＝１，…，Ｍ）
时间段第 （
．
７＝１，…，Ｗ）负荷水平类型下的负荷预
测误差的概率分布曲线 （ ， ），（Ｓ＝１，…， ），假
设某日（第 日）第ｔ时段的负荷值为Ｌ ４，，根据其所
在的时段和负荷值的大小可以查找统计所得的预测
误差规律得到
．
的预测误差概率分布曲线，然后
采用逆变换法【＿７］产生负荷波动随机数：
（ａ）随机产生满足ｕ（ｏ，１）分布的独立随机数
尺ⅣＤ：
（ｂ）利用ｖ＝ｆａ， （ＲＮＤ）求得负荷预测相对误
差ｖ：
（ｃ）由Ｙ＝ＬＡ，・ｖ可得到满足统计规律分布函数
的负荷随机波动量随机数Ｙ。
对应不同时段的负荷值ＬＡ，（ｔ＝１，…， ），可以查
找得到 个概率分布曲线，重复（ｂ）、（ｃ）步即可得到
全天的某一负荷水平下的负荷波动随机量。
２）计及风险的总购电价格及平均购电价格
计及风险的系统总购电价格和平均购电价格如
式（１）和式（２），表征了电网企业面临的风险系数，为
电网企业的经营起到了很好的辅助决策作用。
Ｃｏｓｔ ＝Ｃｏｓｔ－ｔ－ｃ。ｐ０ｔ ｐ０ｔ （１）
Ｃ ＝ＣｏｓｔＴ（Ｐ￣前＋ ｐｏｔ） （２）
式中：Ｃｏｓｔ 和ｃａ 。 分别表示计及风险因素的系统
总购电价格和平均购电价格；Ｃｏｓｔ表示日前市场的
总购电成本；ｃ。ｐｏｃ为机组实时清算电价；Ｐ。 。 为实
时交易电量（若为上调市场，Ｐｓｐｏｔ＞０；反之Ｐｓｐｏｔ＜Ｏ）；
尸日前指日前市场的总电量，本文中指的是给定的负
荷值。
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．
３６． 继电器
３）实时市场上调／下调充裕度
场力，极有可能提高自身的报价，以获取更高的利
本文为了将由负荷波动而形成的实时市场上电
价波动的情况反映到购电风险当中，引入了市场充
裕度的概念。市场充裕度可分为上调充裕度和下调
充裕度两个物理量。分别定义为：
润，此时实时平均电价有可能会很高。因而本文采
用二次函数模拟上调市场充裕度与平均实时电价之
间的关系： ・
＝
ｃ叩 ‘ ｛口＋ ＋ ．ｆ＋ ，，
Ｌｐ，ｔ等 （‘０＜ ＜ ¨３）
ｕｐ，Ｓ，ｔ
，１
当 。。值接近１时，市场中上调充裕度很大，
￣ｄｏｗｎ，ｔ （一 ｏｗｎ，Ｓ，ｔ＜ ＜０）㈣
其中：
．
表示了第ｔ时段全系统可上调的总出力，
ｅｄｏｗｎ 表示了第ｔ时段全系统可下调的总出力，
为第ｔ时段负荷的偏差量，由式（３）、（４）ＢＰ可得到第
ｔ时段的上调和下调的充裕度 和 。 分别
表征了上／下调实时市场中电量的稀缺程度，且易知
和 ｗｎ
均为【０，ｌ】之间的数值（本文假设当系
，
统剩余容量不足时采取切负荷或切机的措施，即取
０值１。
３预估实时平均电价的风险评估
因实时市场存在风险而使得总购电价格和平均
购电价格随负荷波动而变化，本文预估实时平均电
价的风险评估方法对大量负荷波动情景下的风险进
行蒙特卡罗模拟，统计其概率分布情况即可对电网
企业在不确定条件下所面临的风险进行分析与评
估。
文献［５，８】均反映了全系统剩余发电容量与实时
市场中电价走势的关系，即随着系统剩余容量增加，
电价呈非线性下降，较好地模拟了上调市场的变化
趋势，但未考虑到下调市场。因上调市场与下调市
场的市场机理存在差别，所以市场参与者的参与动
机、积极性等也随之存在差异，其剩余容量与市场
价格关系的走势也不一致，因而本文将这两种情况
分开讨论，以更好地对实时市场中电价的变化进行
模拟。
３．１上调市场的市场机制
在上调市场中，发电厂为了争取尽可能多的中
标电量，在市场充裕度变化的情况下，其报价方案
存在较大差异。例如在负荷预测误差较小的时段，
实时上调的需求量较小，可供上调的机组很多，因
而一般机组为了能中标，会理性报价，以其成本为
依据，市场上的实时平均电价会比较低一些；而在
负荷预测误差较大的时段，实时上调的需求量很大，
发电厂的中标概率很大，大机组甚至可能动用其市
电价接近其成本值；随着市场上调充裕度的不断减
小，在初始阶段，平均电价上升缓慢，但当供求关
系趋于紧张，发电厂就会出现投机现象，平均电价
急速上升，因而关系曲线形如图２所示。需要注意
的是，为了保护实对市场的稳定，且系统中也必须
留有一定裕度以保证系统的安全性，因而设置了平
均购电价格的阈值 。
图２上调市场中平均电价与 ｐ的关系
Ｆｉｇ．２ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｃｏｓｔ ａｎｄ
ｉｎ ｕｐ－ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ
ｐ
ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｍａｒｋｅｔ
３．２下调市场的市场机制
实时情况下，负荷预测难免出现高于实际负荷
的情况，此时需压机组出力才能保持系统实时平衡，
因而在实时市场中须设立下调市场，为鼓励发电厂
参与下调市场的积极性，采用了按机组报价的结算
模式用以补偿电厂在实时市场中压出力的损失，发
电厂的获利空间为日前出清价格与其在下调市场中
的报价之差，因而电厂有报低价的趋势。但发电厂
会权衡利弊，其报价没有很明显的倾向性，下调市
场的充裕度大小对其影响并不大，随着下调市场充
裕度的减小，发电厂会理性地降低其报价，因而本
文采用线性关系来模拟下调市场充裕度与平均实时
电价之间的关系：
＝
，（ 彻）＝ ＋，‘ 出『 ０ １（６）
曲线形如图３所示， ｗｎ值与实时平均电价
呈线性关系，随下调市场充裕度减少而线性降低其
报价。
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杨文佳，等不确定条件下日前购电计划的风险评估方法 一３７一
／／
第ｋ台热备用机组的报价趋势的风险量化系数。因
上调市场有报高价趋势，因而“＋”号适用于上调
市场；反之“一”号适用于下调市场。
，
表示机组ｋ的上（下）调剩余出力（单个个体
，表示系统的可上（下）调剩余出力， 的供应量），
两者的比值表示了机组ｋ在市场中的份额大小。
ｑ 是与第ｔ时段的系统上（下）调充裕度挂钩的
图３下调市场中平均电价与 的关系
Ｆｉｇ．３ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｏｆ ａｖｅｒａｇｅ ｃｏｓｔ ａｎｄ ０ｗｎ ｉｎ
ｄｏｗｎ—ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｍａｒｋｅｔ
４模拟机组报价的购电计划风险评估
上一节所述的日前购电计划风险评估方法能给
出日前购电计划所面临的大致风险情况，但由于该
方法仅从平均购电价格的角度来分析，不能体现出
各机组报价的差异性，因而该方法难以分析在不确
定条件下已有的某几个可行日前购电计划的优劣
性，为此，本文提出了另一种模拟机组报价的日前
购电计划风险评估方法。
４．１模拟机组报价的风险分析
在实时市场中，对应于不同的日前购电计划，
机组作为市场参与主体，其报价差异会对企业面临
的风险状况起到不同程度的影响，因此本节从机组
报价隐含风险的角度来对日前购电计划风险进行模
拟分析。
发电机组在实时市场中报价主要受两方面影
响，其一是市场上的供求关系（本文用上调／下调市
场充裕度来表征），供需紧张时价格易不稳定；其二
是某机组在市场中所占据的份额，市场份额大的机
组有较强的市场力，在较大程度上操纵着市场风险
的大小。因此本文引入了一个报价趋势风险系数
册（Ｂｉｄ Ｔｒｅｎｄ Ｒｉｓｋ），它反映了各机组的报价趋势
的风险量化程度，然后通过ｖ ＝Ｃｋ．ＢＴＲ， ，可得
到机组七在时段 下计及风险的虚拟电价ＶＣ ，其
中Ｃ 取为机组 的运行成本，以此虚拟电价ＶＣ 作
为机组七在实时市场上的报价，即可进行实时市场
交易的模拟并分析不同目前购电计划所面临的风险
情况。
４．２报价趋势风险系数
报价趋势风险系数ＢＴＲ，的定义如下所示：
ｅ＊ｋ ｔ
跚 ， ・
ＢＴＲ， ，表示了在上（下）调市场中第ｔ时间段，
系数。当系统充裕度很大时，ｑ 取大值（接近１），
当系统充裕度很小时，ｑ 取值变小，风险系数增
大。因为 ，在０到１之间取值，因而经过分析可
以将ｑ ，取为上（下）调市场充裕度的ｋ倍，即
ｑ ，＝ｋ・ ，。另外，为了保障市场的稳定性，一般
均有最高限价，因而在充裕度很小的区间段内ｑ
取为某一常数的最小值（即ｑ 为 ，的分段函数）。
是与ｋ相关的一个系数，主要是为了更好地
模拟市场上的报价趋势， 与ｋ两者的取值需要考
察当地历史数据根据实际情况制定（一般来说上调
市场ｋ可取为１－２之间，下调市场ｋ可取为２－３之
间）。
４．３实时交易模拟过程
本文实时交易过程是在既定的日前购电计划方
案上进行的，负荷偏差的调整量一般处于一定的范
围之内，因而本文假设各机组的上调和下调速度不
会影响机组的可调整出力范围。因此为简化分析，
本文假设各时段机组调整出力不耦合，根据所有参
与机组的虚拟报价和剩余上调、下调容量分别模拟
容量上调和下调的市场。假如负荷偏差为正（即实际
负荷比预测负荷值大），就到上调市场中寻找机组安
排出力以满足负荷缺额，根据负荷预测相对误差的
定义可知，此时预测相对误差Ｖｔ＜０，本文将此种
情况定义为负荷正偏差；反之亦然。
因为各时段解耦，下面以某单个时段下负荷正
偏差为例，说明实时交易算法的流程。
如图４所示，丁表示负荷序列的时段点总数，
＝ ・
ＪＶｔｌ为假设的实际值与预测值之间的差
值，即时段ｔ的负荷波动随机量，尺 ，表示机组ｑ
在时段ｔ的正备用容量。上调市场交易的原则是选
取机组的虚拟电价最低的机组优先增出力，直至满
足负荷的偏差值。下面简单介绍一下单时段容量上
调市场的模拟交易算法：
１）搜索时段ｔ可调的机组及其正备用容量，作
为备选机组集合。
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．
３８． 继电蠢
２）若系统有正备用容量，则搜索并调整虚拟电
针对单时段下系统平均电价水平来分析的，反映了
价最低的机组ｑ的出力，若其正备用容量大于或等
于△厶，则说明只需调整机组ｑ的出力即可以满足
负荷偏差的要求，此时启用该机组的成本增量最小，
修正机组ｑ正备用容量尺 ＝Ｒ 一△厶，该时段
的出力调整完成，跳转至下一时段。
３）若机组ｑ的正备用容量小于△厶，也就是
说仅调节机组ｑ容量不能平衡负荷偏差的要求，所
以调整机组ｑ出力至满发，该机组正备用置０，修
正剩余的待平衡负荷量， ＝ 一尺 重新
回到图４中的方框２进行迭代，直至负荷偏差量变
为Ｏ，再跳转至下一时段。
４）若当 ， ０时，系统的△厶仍不为Ｏ，说
明全系统的热备用容量不足以满足负荷偏差量的大
小，即说明有部分随机负荷波动量将需要企业支付
更高的成本才能满足，比如说另外开启新机组、从
外区域高价购入、情况严重时甚至需要采取切负荷
措施，为了方便分析，本文引入电价惩罚系数来表
征因此类情况而增加的成本，以说明此时电网企业
面临的购电成本的风险增量。并跳转至下一时段。
各时段机组正备用容量的数据及
给出的某时段的负荷偏差△
譬羹璧套主 ．
竺誓要至数
： ＝
该 ｌ
。．
塞Ｉ
Ｉ
Ｉ
，
菊寄 ｑ严
拟 价 ’
Ｙ ？ 、 Ｎ
该时段交易结ｌ Ｉ第ｑ台机组满发；
束，ｆ＝ｆ ４－１ Ｉ ｌ且修正负荷偏差值
图４实时交易流程图
Ｆｉｇ．４ Ｆｌｏｗ ｏｆ ｒｅａｌ—ｔｉｍｅ ｔｒａｄｉｎｇ
通过该方法对 个时段分别进行交易模拟，即
可得到某个情景下的计及风险的总购电价格，利用
蒙特卡罗模拟的方法对多种场景进行模拟，即可得
到在不确定条件下的计及机组报价策略的日前购电
成本风险的分析结果。
５两种风险评估方法的特点
本文提出的两种日前购电计划风险评估方法在
分析侧重点和评估结果等方面均有较大区别。
预估实时市场平均购电价格的风险评估方法是
每个时段随着负荷偏差量的大小而导致电价波动的
风险，加总后可利用风险度量将其风险显性化；此
外，还可得各时段平均电价的概率分布情况，能够
较好地揭示出次日各时段面临的不确定性风险的大
小。
模拟机组报价趋势的风险评估方法则是从单时
段各机组的个体报价行为的角度进行分析的，由于
对应不同日前购电计划下的机组报价策略是不同
的，模拟各机组报价行为策略的分析主要是为了凸
显不同日前购电计划在不确定条件下的差异性，因
而此法能较好地体现不同日前购电计划在不确定条
件下的适应性，为电网企业对日前购电计划的选择
提供一个辅助决策的技术支持。
６算例分析
本文以ＩＥＥＥ２４节点系统 作为研究对象，其中
２６台机组的数据见文献ｆ９】，每个节点的负荷分布数
据见文献【ｌｏ１，机组的升、降出力速率数据见文献
【１１】，并采用文献【ｌ２】中的一机一价模式下得到的最
优日前购电计划作为本文算例的基础数据，易知该
日前购电计划系统总购电价格为７５９ ７３０美元，且
因２４个时段内韵负荷预测总量为５６ ７１６．５ ＭＷ，所
以平均购电成本为ｌ３．３９５美元 Ⅳｈ。
因缺乏实际负荷数据统计误差规律，为了方便
说明问题，本文假设不同方差的正态分布来模拟负
荷的偏差规律以作为抽样的分布规律，表ｌ所示即
为各时段的负荷偏差的方差大小。
６．１预估实时平均电价的风险评估结果
经评估分析可得到平均购电价格的期望值为
１３．４３４美元 ，均方差为０．２２５ ５美元：总购电
价格的期望值为７６１ ２１６．４５美元，均方差为３４ ０５６
美元。
系统平均购电价格和系统总购电费用的分布情
况如图５和图６所示。
平均购电价格
图５系统平均购电价格
Ｆｉｇ．５ Ｅｖｅｎ ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｃｏｓｔ ｏｆ ｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ
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杨文佳，等不确定条件下目前购电计划的风险评估方法 一３９．
表１ 模拟负荷各时段偏差量的方差
．
１ Ｖａｒｉａｎｃｅ ｏｆ ｌｏａｄ ｄｅｖｉａｔｉｏｎ
时段点号 负荷偏差的方差／删 时段点号 负荷偏差的方差／删 时段点号 负荷偏差的方差／删
１ ３．３０７１ ９ ２．８７８７ １７ ３．２９１Ｏ
２ ３．５２６８ １０ ２．９７７４ １８ ２．１９６６
３ ２．８１３３ １１ ３．１７８０ １９ ２．７２１９
４ ２．８８８６ １２ ３．１７８０ ２０ ２．６１６７
５ ３．３３１Ｏ １３ ３．１７８０ ２１ ２．０４０５
６ ３．３３１Ｏ １４ ２．９７７４ ２２ １．７０８１
７ ２．８８８６ １５ ２．４９７１ ２３ ２．４９７１
８ ３．１４７６ １６ ２．４９７１ ２４ ２．７３６４
由于下调市场中平均购电价格较低，因而由下
调市场导致的成本变化量对全系统总购电价格的影
响比较小，且下调市场中负荷的变化量相对于全天 蒌
的总负荷量来说也不大，系统总购电价格与总负荷
量相除得到的结果变化不大，因而平均购电价格分
布自然地形成了一个价格下限，如图５所示。而系统
总购电价格则呈现类似正态的分布形式。
图８ １２点的电价分布曲线
Ｆｉｇ．８ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｃｏｓｔ ａｔ １２ ａ．ｍ．
６．２模拟机组报价趋势的风险评估结果
为了对比不同的日前购电计划对风险的适应
性，本文另外给出３个可行的日前购电计划，这３
个日前购电计划也与文献［１２１的购电计划形式类
似，因篇幅所限，不作列举。
图６系统总购电费用
给定的４个可行的日前购电计划均满足同样的
Ｆｉｇ．６ ＴＤｔａ１ ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｃｏｓｔ ｏｆ ｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ
负荷水平，假定负荷预测没有不确定性，容易分析
得到４个购电计划的总价格如表２中的第一行所示，
上面的分析是基于日前购电计划整体的风险分
且各计划的优劣如表中所示。但由于实际负荷的特
析与评估，本方法还能给出不同时刻的风险描述，
性决定了负荷预测难以精确，存在大量不确定的因
能够更好地反映一天中不同时刻的风险大小，本文
素，本文假设负荷偏差特性均与表１中的负荷偏差
列举了５点、１２点两个时刻的实时平均电价的确切
特性一致，在此基础上采用模拟机组报价趋势的风
概率分布曲线和累计概率分布曲线。本文用到的累
险评估方法可分析出４个日前购电计划在考虑不确
积概率曲线是从左向右的积分，即表示的是小于或
定条件下的优劣如表２所示。
等于某个电价水平的概率。如图７和图８所示（左边
表２不同购电计划的结果比较 单位：美元
的图是确切概率分布，右边的是累计概率分布）。
Ｔａｂ．２ Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｏｗｅｒ－ｐｕｒｃｈａｓｉｎｇ ｐｌｎａ
０．０３０
０．０２５
０．０２０
槲０ ０１５
塞
０ ０１０
图７ ５点的电价分布曲线
Ｆｉｇ．７ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｃｏｓｔ ａｔ ５ ａ．ｍ
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．．
４０．． 继电器
Ｅｖａｌｕａｔｉｎｇ Ｓｈｏｒｔ．ｔｅｔｒａ Ｆｉｎａｎｃｉａｌ Ｒｉｓｋ ｉｎ Ｅｌｅｃｒｒｉｃｉｔｙ
表２中列出了４个日前购电计划在风险情况下
的各方面的特征指标。为了从全局的观点出发，本
文以总购电价格的期望值作为对不确定条件下日前
购电计划进行排序的依据。可以看出在不确定条件
下，某几个购电计划的期望虚拟购电价格发生了变
化，计划２由原来次优退到第三位，计划３由原本
的第三位前进到第二位，可见计划３比计划２在风
险的情况下更具有优势。
此种分险评估方法同样可以给出类似图５和图
Ｍａｒｋｅｔ ｂｙ Ａｐｐｌｙｉｎｇ Ｓｙｓｅｍ ｔＳｕｒｐｌｕｓ Ｃａｐａｃｉｙ ｔＰｅｒｃｅｎｔ［Ｊ］．
Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ．２ｏｏ４．２８（２３）：
６－ｌ０．２１．
［６］ 杨文佳，康重庆，夏清，等．基于预测误差分布特性统
计分析的概率性短期负荷预测［Ｊ］．电力系统自动
化，２００６，３０（１９）：４７．５２．
ＹＡＮＧ Ｗｅｎ－ｊｉａ，ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ－ｑｉｎｇ，ＸＩＡ Ｑｉｎｇ，ｅｔ ａ１．
Ｓｈ０ｎ Ｔｅｒｍ Ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ Ｌｏａｄ Ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ Ｂａｓｅｄ ｏｎ
Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓ ｏｆ Ｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ Ｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇ
￣ｒｏｒｓｇ］．Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ．２０ｏ６．
６的平均购电价格及总购电价格的分布图，此处限
于篇幅不作列举。
７结论
本文模拟了实时负荷随机波动以及相应的电价
波动导致的实时市场上的购电风险，提出了两种方
法对不确定条件下的日前购电计划进行风险性分析
与评估。两种方法都是在随机抽取负荷偏差样本的
基础上进行的，其一是模拟各时段的平均购电价格
而得到的日前购电计划风险分析方法；其二是加入
了机组的报价趋势风险系数的影响，通过模拟实时
市场的交易过程而得到的日前购电计划风险分析方
法，两种方法分别从全局和局部两个不同的角度对
购电计划的风险进行描述，并用实际算例验证了这
两种方法的实用性和有效性，能够为电网企业制定
日前购电计划提供很好的辅助决策，有效地降低企
业的运营风险。
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一
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ⅡＡＮＧ Ｊｉｎａ－ｊｉａｎ。ＫＡＮＧ Ｃｈｏｎｇ－ｑｉｎｇ，ＸＩＡ Ｑｉｎｇ，ｅｔ ａ１．
Ｕｎｉｆｏｒｍ Ａｐｐｒｏａｃｈ ｔｏ Ｕｎｉｔ Ｃｏｍｍｉｔｍｅｎｔ ｗｉｔｈ Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ
Ｐｒｉｃｅ Ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ［Ｊ］．Ａｕｔｏｍａｉｔｏｎ ｏｆ Ｅｌｃｅｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｓｙｓｔｅｍｓ，２ＯＯ４，２８（ ８）：２７．３１，４４．
收稿日期ｌ ２００７．０３—２１
作者简介：
杨文佳（１ ９８２一），女，硕士，主要从事电力系统运行分
析和稳定控制方面工作；Ｅ．ｍａｉｌ：ｗｉｎｎｉｌ３０＠１２６．ｃｏｍ
康重庆（１９６９－），男，博士，教授，研究方向为电力市
场、负荷预测等；
夏清（１９５７－），男，教授，博士生导师，研究方向为
电力市场、电力规划、负荷预测等。