实时电力市场和零售市场电价关联对供电公司决策和利润的影响

研究了供电公司利用期权合同最优购电决策以及实时电力市场和零售市场电价关联对供电公司利润期望的影响。采用了数学建模求解最优化决策的方法,分别考虑了实时电力市场购电价格、电力零售价格相互独立和相互不独立的两种情况。通过数例仿真发现,随着相关系数绝对值的增加,供电公司购买的期权合同数目减小,但是利润期望值增加。     

销售电价理论（上）

1影响供电成本的因素 销售电价回收的电费收入包括供电成本、销售利润和价内税。其中，供电成本是形成销售电价的基础。供电成本由电力销售企业支付的购电费用、输配电费用和企业向终端用户销售电能过程中自身的成本构成。影响供电成本的因素主要有：[第一段]     

可中断负荷参与备用市场下的可靠性风险电价计算模型

可中断负荷(interruptible load,IL)作为用户参与电力市场的一种方式,最直接的影响是为供电公司提供另外一种可供选择的备用资源,在这种环境下,供电可靠性成本的内容也发生了变化,相应的可靠性电价计算模型也应有所调整。首先给出可中断负荷参与备用市场下可靠性电价定价流程,在此基础上量化了IL由于减少系统备用风险购电成本和电网投资改造风险成本而产生的经济效益,最后根据我国国情给出了可靠性电价的定价模型。算例分析表明,可中断负荷参与备用市场可为供电公司节约大量的可靠性投资成本,使其规避高购电电价和高投资的市场风险,进而降低用户支付的可靠性电价。     

基于CVaR的供电公司现货市场购电优化决策模型

由于实时电价的剧烈波动和用电量的易变性,供电公司在电力市场交易中面临双侧交易风险,为合理规避市场交易风险,供电公司制定电力交易决策应以风险计量为基础.在假设用电需求为随机变量的基础上,本文利用条件风险价值(CVaR)为风险计量指标,以供电公司利润的CVaR值最大化为目标,构建了供电公司在现货市场的购电优化决策模型,并给出了模型的解析解;同时,分析了供电公司因为购电不足而导致给用户的赔偿额度以及供电公司风险厌恶程度对最优购电量的影响.算例验证了所提出模型的有效性和适用性,表明本模型对供电公司的购电策略具有一定的参考价值和指导作用.     

计及输电网络时空风险的动态电价模型

开展大用户直购电能够激发电力市场的潜力,是中国电力市场化改革的突破口,其中的输电定价方法是影响电力市场发展的关键因素。已有的输配电价年度成本核算方法不能灵活反映用户选择不同购电对象、不同用电方式对输电成本的影响。为此提出基于输电网络时空风险因素的大用户直购电动态电价模型,用以反映用户从不同电源点购电以及不同时间段用电带来的输电成本的变化。将输电成本分解为反映输电网络受气象环境时空变化特征的故障风险成本和不随时空关系变化的固定成本两类,由此确定按月计算的动态电价核定方法。通过构建动态电价模型可以引导用户根据自身特点选择低风险月份多用电、高风险月份少用电的用电模式,降低电网高风险时间段的输电压力,提高电网可靠性。算例给出了大用户从不同空间位置的电厂以及在不同月份购电的风险成本及价格差异,验证了所提模型的有效性和实用性,可为政府核定输配电电价提供借鉴。     

电力零售市场中分时零售电价的确定

旨在为配电侧开放的电力零售市场的用户和供电公司提供一种合理的分时零售电价制定方法.文中建立的电价决策模型以用户用电成本最小为目标,以供电公司的利润保证为约束条件.运用最优资产组合原理,得到了最小风险情况下供电公司的最优购电分配决策.在模型中考虑了需求价格的自弹性和交叉弹性.运用内点法求解得到最优分时电价.算例结果表明供电公司在长、短两个市场的购买电量与各市场的风险反向相关,零售电价与供电公司的购买风险正向相关,说明模型是合理的.     

浅谈区域电力市场环境下的电价机制

电价是电力市场的杠杆和核心内容。计算交易电价(包括上网电价、输电电价、销售电价、辅助服务电价等)是电力市场的重要内容。将区域电力市场的理论研究与我国电力工业改革发展现状相结合,介绍了适合我国国情的上网电价、输配电电价和销售电价定价原则和定价方法。     

电价知识(7) 销售电价理论(上)

1影响供电成本的因素销售电价回收的电费收入包括供电成本、销售利润和价内税。其中,供电成本是形成销售电价的基础。供电成本由电力     

分时电价体制下的供电企业购售电风险控制模型

在考虑了用户需求弹性、现货市场和合同市场的购电成本以及对用户的补偿等因素的基础上，建立了分时电价体制下供电企业购售电风险控制模型。采用该优化模型可使供电公司制定出使企业效益和社会效益均得到提高的分时电价，并能有效地进行削峰填谷，使供电公司承担最小的风险并获得最大的利润。算例仿真结果表明了该模型的有效性。     

基于层次分析法的购电方案模糊综合评价探讨

随着电力市场化改革的不断深入,供电企业为了提高自身竞争力,就必须在保证电网运行可靠性的前提下兼顾经济性.对于拥有多电源、分区域供电电网的供电企业,合理地选择电力供给方和优选购电方案是降低企业综合运营成本、提高电网运行经济性的有效途径之一.作者综合考虑电力供给方的综合电费、辅助服务、综合服务和供电企业自身的电网结构、输电成本等因素,将模糊综合评价、层次分析和专家决策相结合,通过定性分析和定量计算,综合评价各购电方案,合理选择电力供给方,从而减少输电总费用,确保电网可靠、经济运行.该思路已应用于华北油田大型电网,并取得了一定的经济效益.     

含分布式电源的供电公司购电分配策略

为了降低购电成本、合理利用资源,以及减少、延缓电力投资,实现供电公司企业利润的最大化,提出了计及配网将来投资成本和购电成本的购电分配优化模型.该模型考虑了分布式电源接入配网、参与电能市场后的情况,得到供电公司在日前市场中从电力库和分布式电源的购电分配量.采用非线性原一对偶内点法求解该模型.算例仿真表明,结合负荷和负荷增长情况,合理分配购电比例,可以实现削峰填谷,提高设备的利用率,减少配网的将来投资成本,增大企业效益.通过算例也验证了上述模型的有效性和经济性.     

基于多重分形理论的电力市场风险价值评估

现有的有关电力市场与分形理论相结合方面的研究大多局限于实证分析,还没有上升到风险指标的构造与计算方法层次。在此背景下,首先利用多重分形消除趋势波动分析法对电价波动进行多重分形分析,验证电价波动的多重分形特性。然后,结合回归间隔法,提出了一种适于衡量多重分形分布电价波动所引起的电力市场风险价值的方法,并在此基础上建立了输电公司短期购电组合的风险优化模型。以国际上较为流行的单一购买者模式的电力市场为背景,针对作为单一购买者的输电公司,基于美国PJM电力市场中的实时电价数据,分析了输电公司单位购售电收益因电价波动而产生的市场风险,并以典型日为例进行购电组合的风险优化。算例结果表明,所提出的方法不仅能更准确地描述电价波动,而且可以适应不同时期的电价波动特点并有效量化风险,为输电公司对购电组合进行风险优化提供了新的方法。     

利润均衡下大用户直购的电价设计模型分析

大用户向发电企业直购电的核心问题是基于发电成本、输配电成本、大用户电费成本下的直接交易电价和输配电价的设计问题。将直接交易电价和输配电价作为参数,在要求大用户、发电企业、供电企业三方利润均衡的约束条件下,建立了电价的优化模型,并对上海地区典型大用户直购电价进行了计算分析。     

促进我国电力资源优化配置的经济手段研究

我国的电力资源配置效率是不高的，包括发电资源和供电资源，这和资源配置的经济手段落后是有关的。如我国虽然把发电企业推向了“市场”，实行“利润=供电量＋上网电价-供电量＋单位变动成本一固定成本”，但是该公式具有很大隐蔽性，因为其中的上网电价根据固定成本、变动成本而确定，即使成本很高，仍然可以获得高的利润。这就是我国发电成本居高不下的主要原因。决定发电企业经济效益的主要途径应该是通过竟价上网促进综合成本的优化，包括建设过程和运行过程的成本优化，发电企业靠的是竞争电量和电价，不能继续依赖于垄断电价和计划电量。为此，我们需要研究上网电价的竞争模式，使得结算电价不是由政府规定，而应随市场需求而动态变化，各个发电企业之间进行成本的比较，竟价的高低直接决定发电量的多少。让发电企业只能根据市场结算电价来倒逼成本，只有进行优化规划和运营优化，才能竞价成功并获取利润。在输配电方面，我国电网综合损失率比日本高出10％以上，如果输配电效率达到日本的水平，按全国输配电量测算，则每年可减少输配电损失700多亿kWh，     

含分布式电源的配电网日前两阶段优化调度模型

在电力市场环境下,供电公司通过对接入配电网的分布式电源(distributed generation,DG)的优化调度,能够有效地降低其运行成本,规避市场竞争环境下的风险。提出了一种电力市场环境下供电公司日前优化调度的2阶段模型:第1阶段为DG优化调度阶段,根据市场电价、DG运行成本、签订可中断负荷(interruptable load,IL)合同的价格来确定DG的机组组合、从大电网的购电量及IL削减量;第2阶段为无功优化阶段,在第1阶段的基础上,考虑DG的无功出力特性,通过优化DG和无功补偿装置的出力调节电压使其在规定的范围内且配电网的网损最小。通过基于修改的IEEE 33节点系统的仿真计算,表明所提出的日前2阶段优化调度模型能够有效降低供电公司的运行成本。     

基于激励相容原理的大用户直购电模型与机制研究

大用户直购电是大用户与发电企业直接进行电力购销的一种双边交易模式,是中国电力体制改革的重要内容之一。该文建立了发电厂、大用户和电网公司3方的利润模型,分析用户的购电电价发生变化时,直购电参与3方的利润变化。基于机制设计理论的激励相容原理,讨论满足直购电试点3方各自分散决策(当购电电价下降时,希望自身的利润增加,或者至少不下降)下的用户电量增长预期的表述形式,以及实现3者共赢的用户电量增长预期的表述形式,提出促进直购电试点的政策要点。针对内蒙古自治区大用户直购电试点方案中的“网时补偿”政策进行剖析,指出该政策符合激励相容原理,有利于充分发挥发电厂的积极性,能够进一步降低试点改革的阻力。     

发电厂能否独立核算

英国１９８９年颁发“电力法”，改革电力工业体制，发电厂独立核算，其中央电力局解体，按国有股权４０％股份化的电网、发电、供电诸公司及用户间以合同规定经济活动，共担风险，在一家管网、统一调度下，建立电力市场－电力库，发电厂商品化经营，国家调度中心以最低价格、最佳安全性作全局权衡，在各竞争发电厂商中择优上网发电，体制改革配以电价改革，电价核算按边际成本原理定价，电力库销售电价为购电电价加附加费，发电商以     

计及负荷和电价不确定性的电力零售公司购电组合优化

随着我国电力市场改革的深化,售电侧随之逐步开放,已经成立了很多售电公司并参与了电力零售业务。如何构造在多个市场的购电组合优化策略是电力零售公司关注的重要问题。为发展电力零售公司的购电组合优化策略,必须适当考虑负荷需求和市场电价的不确定性从而进行风险管理。在此背景下,首先以h为单位构造了描述1天内的负荷需求和电力价格的日向量,并采用区间数来描述负荷和电价的波动范围。另一方面,模拟了零售公司在用户侧实施分时电价时对负荷调整和所占市场份额的影响。之后,以电力零售公司日利润总和最大为目标,建立了购电组合优化的强化区间线性规划(enhanced interval linear programming,EILP)模型,并采用解析方法求解。最后,采用美国PJM(Pennsylvania,New Jersey,Maryland)电力市场的负荷和电力价格实际数据,对所提出的方法做了说明。     

偏度风险价值下供电公司/电力零售公司动态购电组合策略

在存在多个不同类型市场的环境下,供电公司或电力零售公司(简称零售公司)需提前对各市场的电价进行预测以构造最优购电策略.理论上,零售公司只有合理计及购电收益函数的3阶矩(即偏度)才可能得到最优购电策略,因此有必要研究偏度的具体表达形式和应用方法.由于负荷需求具有不确定性,购电过程就具有动态特征.在此背景下,以风险价值(V...     

基于CVaR的峰谷分时电价对供电公司购电组合策略影响分析

基于条件风险价值(CVaR)在风险度量中的优越性,在确保满足基本收益的前提下,以供电公司购电损失的CVaR值最小化为目标,构建了峰谷分时电价下的供电公司最优购电组合模型。进而,利用该模型对供电公司在实时市场、日前市场和中长期合约市场3个市场的供电量分配比例和有效前沿进行了算例分析,着重分析了峰谷时段不同电价差额比例对供电公司购电策略的影响。分析结果表明:相近购电组合条件下,供电公司所承担的风险随着峰谷分时电价差额比例变大而变小。供电公司可依据当地电价水平政策,适当调整不同购电市场购电量来规避经营风险。