考虑风险因素的两市场购电优化分配问题

不同国家和地区的电力市场通常根据自己的特点采用不同的市场模式,但无论在何种模式下,都存在一个类似于长期市场和短期市场的结构。电力市场中的购电商通常要在长期市场和短期市场进行电力交易,而其中的关键问题之一是如何针对本公司的情况,根据市场信息,寻求一种购电策略,优化两个市场的购电分配,使总的购电费用和风险尽可能得小。文中对这一问题进行了建模和讨论,针对由总费用和风险共同构成的目标函数,研究了两个市场的购电问题,给出了问题的解析解并针对实际市场数据进行了数值仿真,该问题的研究结果不仅有利于购电商分配不同市场的购电量,也为购电商进一步构造竞标曲线奠定了基础。     

大用户控制购电成本风险的均值–熵权组合优化模型

大用户直购电是电力大用户和发电公司直接进行双边交易的一种购电模式,其主要目标是购电成本最小化,因此需要从现货市场、长期合约市场和期权市场中进行组合优化购电,从而控制购电成本风险。考虑到风险具有不确定性,引入连续信息熵作为大用户购电组合风险度量因子,以风险最小化为控制目标,基于投资组合理论,构建大用户在3个交易市场中的购电组合优化模型,并采用Matlab编程进行求解。算例结果表明,文中的熵权组合模型具有合理性,可为确定大用户购电决策提供参考,同时也说明期权市场可以有效减少大用户的购电风险,期权价格和敲定价格对大用户购电决策的影响较大。     

大用户购电组合策略研究

针对大用户在多个市场上的购电组合问题，综合考虑大用户购电量及现货市场电价的随机性，从预期购电成本和风险的角度分析了大用户购电最优组合策略。以大用户在长期合同市场及现货市场中购电为研究对象，同时考虑了自备电厂及可中断负荷的作用，借鉴现代投资组合理论中的Markowitz 模型，建立了大用户购电成本及风险最小的双目标优化模型，推导出购电组合的有效前沿。最后通过算例对上述模型进行了验证。     

电力市场环境下考虑大用户直购电的电网公司风险管理研究

电力市场环境下,电量和电价的不确定性为市场风险的最终表现形式.以电网公司为研究对象,从政策风险、运营风险和运行风险三个方面分析了在直购电过程中其可能面临的潜在风险,强调三种风险是相互影响和制约的.借鉴金融领域的现代投资组合理论,建立了基于效用函数和VaR(Value at Risk)的电网公司考虑直购电的风险控制和评估模型,提出了转运因子的概念.算例结果表明,该模型能够有效地反映在直购电过程中电网公司所面临的市场风险的本质,同时转运因子的提出则为电网公司提供了一个量化直购电风险的工具,指出其在通过合理风险控制办法的同时可由直购电而获利.给出了电网公司的总体风险管理框架,该框架能够帮助其达到利润最大化和风险最小化的市场交易目标.     

不确定条件下日前购电计划的风险评估方法

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,为日前购电计划的风险评估提供了一种可行的新思路.     

考虑多时段CVaR的供电公司购电优化模型

电力市场环境下,由于市场价格的不确定性和负荷需求的随机性,供电公司面临在多个市场间购电时需要综合考虑风险和收益的权衡问题。单时段条件风险价值（conditional value at risk,CVaR）可以衡量单一时段购电的风险和收益,但购电过程是一个动态的优化问题,因此将多时段CVaR风险收益模型应用于供电公司的购电组合中,建立以风险最小化为目标的多市场购电组合优化模型。应用该模型,对供电公司在多个时段多个市场的购电分配进行计算,并利用该模型分析不同置信水平和期望收益对购电分配决策的影响。考虑到风险对未来投资收益的长期影响,引入转移影响率,将上一时段的风险转移到下一时段,从而降低整体风险。算例结果表明了该方法的有效性,从而为供电公司的购电决策及其风险评估提供新的思路。     

期权交易对供电公司购电组合的影响

电力市场条件下的供电公司面临在多个市场间购电时收益与风险权衡问题。基于投资组合理论，引入条件风险价值作为风险测量因子，以最小化损失为目标，建立了供电公司在日前现货市场、远期合同市场和金融期权市场间购电的决策模型，重点考虑金融市场中期权交易对购电组合的影响。以3个市场组合购电为算例的计算结果表明：期权的参与可以有效降低供电公司的购电损失，期权价格、敲定价格对购电组合中的市场配额和损失也有较明显的影响；同时也证明了所提出的模型和方法的合理性和有效性。     

批发竞争电力市场环境下购电公司在各级电力市场购电量的优化分配

为了降低费用和减少风险，对购电公司投标组合策略进行了初步探讨，确定购电公司在不同市场中的购电量。讨论了购电公司在合同市场和现货市场两市场的购电分配问题，通过对确定需求和随机总需求两种情况的分析和研究，得出了这两种情况下合同市场最优购电量的解析式。     

基于高阶矩波动特性的大用户多期购电组合风险分析

直购电环境下,大用户需要综合考虑收益和风险的权衡问题,进行多个市场、多个阶段的购电决策。在短期市场中,电价往往具有较强的波动性,且呈现尖峰、厚尾的特点,本文考虑到实时电价序列二阶矩、三阶矩、四阶矩的时变特征,运用ARIMA-GJRSK模型对其进行拟合,并提出"轮盘赌"的模拟方法。进而,针对日前和实时两个电力市场,建立大用户期末收益最大、多期一致性风险测度指标最小的购电组合优化模型。算例结果表明,多期购电组合决策要优于单期连续决策,所建模型可以为大用户购电决策及其风险度量提供支持。     

基于条件风险价值的购电组合优化及风险管理

以条件风险价值为市场风险计量指标对供电公司收益?风险进行量化,建立了以收益最大化为目标的多市场购电组合优化模型。以在3个电力市场中购电为例,将上述模型转化为线性规划问题进行求解。计算结果表明,所提出的模型为供电公司的购电决策与风险评估提供了新方法,可使供电公司在满足一定风险约束的前提下具有最大购电收益。     

基于CVaR风险计量指标的发电商投标组合策略及模型

电力市场中各类市场具有不同的价格波动特性和收益率随机变化特性。为了保证年度收益最大且风险最低,发电商需在各个市场上合理分配参与竞价的电量。借鉴金融领域风险管理的理论,以条件风险价值(CVaR)为风险计量指标,综合考虑风险和期望收益率,建立了新的发电商均值-CVaR投标组合优化模型。应用该模型,对发电商在年度合约市场、月度合约市场、日前市场和实时市场4个市场总电量的分配比例和有效前沿进行了计算。计算结果表明,所提出的模型能较真实地反映发电商所面临的市场风险的本质特征,可使发电商在保证一定期望收益率的前提下承担最小的CVaR风险,从而为发电商的投标决策与风险评估提供了新的思路。     

基于β系数的发电商投标组合决策模型

电力市场环境下,发电商面临着各种不确定性,因此,需要在各市场合理分配参与竞价的电量,以实现收益最大化的同时有效的规避风险。为此,借鉴金融学中的资本资产定价模型和单指数模型,区分了系统风险和非系统风险,引入市场灵敏度指数作为风险选择参数,对经典均值?—方差模型进行简化,建立了发电商基于 系数的投标组合决策模型,并讨论了模型解存在的充要条件。算例仿真验证了所提出的模型的有效性和适用性,表明本模型对发电商的投标组合决策具有一定的参考价值和指导作用。     

加权CVaR下的发电商多时段投标组合模型

在多市场条件下，为了实现收益最大和风险最小，发电商需要在不同市场合理分配竞价电量。发电商竞价决策是多阶段决策，因而决策过程常呈现多期风险，即动态风险。同时各类电力市场收益率并非固定不变，而是具有随机变化的特性。条件风险价值(conditional value at risk，CVaR)可以衡量决策过程的风险和收益，而单时段CVaR只考虑单一时段的静态风险和固定收益率，因此采用多时段CVaR模型度量发电商的动态风险和随机变化的收益率，并建立发电商加权多时段CVaR组合市场投标策略优化模型。应用该模型，发电商可以在不同时段将竞价电量在多市场中进行合理分配，以实现风险最小和收益最大。算例分析结果表明该方法的有效性，从而为发电商的投标决策和风险度量提供新的思路。     

发电商上网结算电价的预测模型

在电力市场中,电力价格一直是人们关注的焦点。虽然电力市场的结构因区域而不同,但这些电力市场有一个共同的特征就是电价具有很高的价格波动性,当电力供应商(发电商)、交易商和电力消费者都在这个波动的环境中把握自己的位置的时候,理解当地的电价变化规律就显得越来越重要。本文针对电力价格的波动性和多个大电网互联的情况下,提出了一种新的发电商上网结算电价的模型,给出了随机电价模型,并对此模型进行了分析。相比较已经存在的电价模型,这个模型是基于供求相互作用基础上的模型。文中对两个没有传输限制的市场由于市场参与者的信息延误导致价格差异进行了说明。同时,该模型还对系统拥塞情况的两个电力市场价格的相互转换进行了举例说明。     

单边开放电力市场下的无功电价研究

作者结合无功功率自身特点构建了单边开放电力市场下的无功市场框架:即根据负荷和无功源的分布特点建立区域无功市场,各区域无功市场又由相应的无功电量市场和无功容量市场组成;并提出了该无功市场模式下的发电机无功报价模型和基于报价的以系统总购电费用最小为目标的无功电价计算模型;最后结合一个5节点系统初步分析了发电机有功报价、无功报价以及负荷功率因数对节点无功电价和系统电压水平的影响,得出了一些可供借鉴的结论.     

电力市场条件下的工业负荷管理

讨论了竞争性电力市场的模式以及电价在竞争性电力市场中的波动性;论述了竞争性电力市场中的工业电力终端用户与电力供应商之间可能签订的合同;以某国的工业负荷GISASA为案例,分析了在竞争的电力市场中,电力用户为了避免或减少风险,如何通过合同和合适的产品战略获得电力供应和进行电力负荷管理.     

基于多群体协同进化的电力市场均衡模型

可再生能源配额制及绿证制度作为一种新型的市场交易政策,能够极大地促进新能源的消纳。考虑配额制及绿证制度引入后,电力批发市场和绿证交易市场存在耦合的影响关系,市场中发电商存在相互博弈行为。基于电力市场均衡策略,建立了两个市场协同下的多寡头非合作博弈模型。在电力批发市场中,发电商以古诺形式参与市场竞争。在绿证市场中,绿电商以供给函数形式进行绿证竞争。针对博弈模型,采用多群体协同进化算法对纳什均衡点进行求解,重点对两种市场交互下的发电商策略性行为进行分析。仿真结果表明了模型的有效性及算法的可行性。     

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。     

计及输电约束的区域双边电力市场LSFE分析

建立了一个能考虑输电网络约束的区域双边电力市场线性供应函数均衡(LSFE)模型，并分析了在传输线路发生不同阻塞情形时，有套利和无套利不同的假设对发电商市场力、市场平均电价和网络所有者的不同影响。采用基于非线性互补方法的改进的 Levenberg-Marquardt 算法来求解均衡解。30节点的 IEEE 测试系统计算结果表明，套利者的出现可以起到降低市场电价、限制发电商市场力的作用，同时有利于整个市场社会福利和消费者利益的提升。     

基于统一优化补偿的无功电力市场

开放的电力市场要求有竞争性的无功辅助服务,这就需要确定由不同无功源所提供的无功功率支持的价值并以此对无功辅助服务定价。本首次提出有效无功容量的概念,并建立了基于统一优化补偿的无功市场模型,然后将无功电力市场分解为无功容量市场和无功电量市场。强调应根据无功源对系统安全与稳定的贡献来确定由其提供的无功功率的价格,通过灵敏度研究证明了该方法的正确性。以IEEE-30节点系统和四川电网为例对无功功率价格进行了仿真和计算,结果表明了该方法是可行和合理的。