[论文解读] Risk-Informed Participation in T&D Markets.

Hafiz Anwar Ullah Khan, Jip Kim+1 more|arXiv (Cornell University)|Oct 15, 2020

Electric Power System Optimization参考文献 16被引用 5

一句话总结

本文提出了一种基于单领导者多追随者（SLMF）博弈模型的风险知情参与策略，用于战略型发电企业在联合及顺序清算的输电与配电（T&D）市场中的参与。该问题被建模为带均衡约束的数学规划（MPEC），并采用Scholtes松弛法求解，同时引入条件风险价值（CVaR）和机会约束（CC）以管理价格不确定性。主要发现为：与受监管的电价相比，市场化配电市场使战略型发电企业的利润最高减少83.8%，主要由于位置边际电价（LMP）和配电位置边际电价（DLMP）的不确定性带来的收入风险上升。

ABSTRACT

Power producers can exhibit strategic behavior in electricity markets to maximize their profits. This behavior is more pronounced with the deregulation of distribution markets, which offers an opportunity for profit arbitrage between transmission and distribution (T&D) markets. However, the temporally distinct nature of these two markets introduces a significant risk in profit for such producers. This paper derives its motivation from the perspective of a strategic producer and develops a Single Leader Multi-Follower (SLMF) game for deriving its participation strategies in T&D markets, while accounting for different T&D coordination schemes based on the individual market Gate Closure Times (GCT). We compare and contrast joint and sequential market clearing models with regulated and deregulated distribution environments and evaluate the risk of producer by leveraging consistent and coherent risk measures. SLMF game is reformulated as a Mathematical Program with Equilibrium Constraints (MPEC) and is solved using the seminal Scholtes's relaxation scheme. We validate the efficacy of our model and solution approach via the case study carried out on the 11-zone New York ISO, and 7-bus Manhattan power networks, used as transmission and distribution markets, respectively.

研究动机与目标

• 开发一种面向新兴竞争性T&D电力市场的战略型发电企业参与的风险知情策略。
• 分析不同市场协调机制（联合清算与顺序清算）对发电企业盈利能力的影响。
• 通过一致的风险度量（如CVaR与机会约束）量化市场化配电市场引入的利润风险。
• 与受监管的配电电价环境进行基准对比，以隔离市场不确定性带来的财务影响。
• 基于真实电网系统验证模型：11区域的NYISO输电网系统与7母线曼哈顿配电网络。

提出的方法

• 采用单领导者多追随者（SLMF）博弈模型，将战略型发电企业视为领导者，输电与配电市场视为追随者。
• 将SLMF博弈重新表述为带均衡约束的数学规划（MPEC），以实现通过数学优化求解。
• 应用Scholtes松弛法求解非凸、非光滑的MPEC问题，实现解的收敛。
• 引入风险度量：条件风险价值（CVaR）与机会约束（CC），以建模并内化位置边际电价（LMP）与配电位置边际电价（DLMP）的不确定性。
• 采用分层市场清算结构，输电与配电市场具有独立的网门关闭时间（GCT），以反映时间和空间上的市场分离。
• 在不同季节性负荷与价格条件下，基于11区域NYISO输电网与7母线曼哈顿配电网络对模型进行验证。

实验结果

研究问题

• RQ1 在具有不同网门关闭时间（GCT）的T&D市场中，联合清算与顺序清算对战略型发电企业利润的影响有何差异？
• RQ2 与受监管的电价环境相比，引入市场化配电市场对战略型发电企业利润与风险敞口有何影响？
• RQ3 在价格不确定性下，CVaR与机会约束（CC）等风险度量如何影响发电企业的市场参与行为与收益结果？
• RQ4 从受监管市场转向竞争性配电市场环境时，战略型发电企业的利润减少程度如何？
• RQ5 负荷与LMP/DLMP模式的季节性变化如何影响风险知情参与策略的有效性？

主要发现

• 与受监管情况相比，市场化配电市场情形（情形C）下，战略型发电企业在输电市场的收入增长了98.4%，主要得益于套利机会。
• 与受监管的电价环境相比，引入竞争性配电市场使战略型发电企业利润至少减少81.6%（情形A vs. B），最高减少83.8%（情形A vs. D），主要由于DLMP带来的收入不确定性。
• 采用CVaR进行风险管理会导致更保守的投标策略与更低的收入，相较于机会约束（CC），因为CVaR更注重下行风险的缓解。
• 顺序清算情形（情形D）导致战略型发电企业收入最低，相比高电价受监管情形（情形B）减少了83.8%。
• 联合清算情形（情形A）的收入位居第二，但仍相比受监管电价情形（情形B）显著减少了81.6%，表明市场不确定性是利润的主要抑制因素。
• LMP与DLMP在空间与时间上的变化——尤其在曼哈顿（母线#10）等高负荷区域——创造了套利机会，但也使发电企业面临显著的收入风险，该风险被所提出的基于风险知情的模型有效捕捉。