计及风电不确定性的省级电网月度购电风险管理模型

针对风电出力的不确定性,对区域电力市场省级电网月度购电计划建立对应的风险度量指标和风险管理模型。计及风电出力的不确定性,建立月峰荷和谷荷状态调峰、月峰荷和谷荷状态支路潮流越限、月电量平衡上下越限等风险度量指标;将上述指标作为风险管理手段,建立以购电费用和风险价值最小为目标函数的省级电网月度购电优化模型;针对所建模型为多目标模型以及含有风险度量指标的特点,采用内嵌目标相对占优与Monte-Carlo随机模拟技术的混合遗传算法求解。算例验证了所建模型的有效性。     

市场环境下省级电网企业购电空间及优化策略

电力市场环境下,各省级电力公司的购电计划中除了一定的固定购电合约以外,在一定的条件下还还存在着自由购电空间.对如何确定省级电网企业的自由购电空间的问题进行研究,提出一套较为完整的判别体系流程,对不同购电情况下的购电量以及购电费用建模分析,并在存在购电优化空间的条件下构建了购电优化模型.通过南方某省电网企业2006年的购电实际数据进行验证分析,结果表明,该购电优化空间判别方法和购电优化模型能够为省级电网企业的购电策略提供可靠合理的辅助决策分析.     

应用资本收益率风险控制方法的电网企业多市场购电组合优化

风险与收益同时同向变化,综合考虑了风险与收益的变动情况,运用金融领域风险管理资本收益率模型对电网企业的购电组合优化问题进行研究。根据电力市场中的购电决策特点,对现货市场、期货市场和合约市场的购电分配问题进行了具体分析,探寻期望收益与电价、电量之间的函数关系。运用在险价值推导出电价服从对数正态分布时的风险度量计算公式,从而构建购电组合优化决策模型。最后通过算例分析,对不同置信水平和不同的风险偏好程度下的最优购电方案进行预测。结果表明电量分配主要由风险偏好程度决定,并且随着风险厌恶程度的增加,现货市场分配的电量逐渐减少,该结论对成熟电力市场条件下电网企业防范风险具有指导意义。结果表明电量分配主要由风险偏好程度决定,并且随着风险厌恶程度增加,现货市场分配的电量逐渐减少,该结论对成熟电力市场条件下电网企业防范风险具有指导意义。     

基于CVaR的省级电网公司购电组合优化

介绍了条件风险价值(CVa R)在购电组合中的运用,分析了电网公司购售电中面临的收益与风险。建立了电网公司收益最大化和风险最小化多目标优化模型,利用量子粒子群优化算法得到收益与风险相协调的最优购电组合,并通过实际案例验证了该模型的有效性。     

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     

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.     

省级电力公司购电策略研究

在日前市场交易时,省级电力公司既要依据各发电公司申报的上网电价,又要考虑已经确定的年度发电合同和月度竞价交易的分配。现行规则中把负荷预测偏差值结算到年度合同电量中,也可能对最终的购电费用产生影响。基于此,建立了在交易日的96个交易时段省级电力公司购电费用的数学模型,一方面使用遗传算法,把线性规划很难考虑全面的各机组的实际运营情况结合到算法中,得到更方便、准确的年度、月度、日前电量分配方案;另一方面负荷预测偏差可以带来市场边际电价的变化,由此得到两条切实的购电策略。     

电网企业代理购电风险及其策略优化研究

为进一步推动电力市场化改革,未入市工商业用户由电网企业代理参与电力交易;然而,代理购电用户用电随机性强,在常规中长期交易中易产生较大偏差电量。对此,借鉴售电公司的中长期与现货市场协同交易模式,分析电网企业代理购电与之在决策目标和决策组成方面的差异,并建立代理购电业务的风险体系;在此基础上,提出计及代理购电特性的风险评估指标,以该项指标为目标函数,建立代理购电决策的优化模型,设计改进粒子群算法实现月度市场与日前市场购电量的快速有效分配。根据某区域工商业用户数据验证所提模型的有效性,仿真结果表明,模型通过计及代理购电特有的剩余电量可显著降低条件风险价值,且改进粒子群算法将计算时间缩短近20%。     

促进风电消纳的供需互动合约机制与多市场购电策略

中国售电侧市场的逐步开放为风电大规模消纳的市场化解决提供了新的可能途径。研究了以促进风电消纳为目标的风电商—售电商供需互动市场机制构建框架。在长期电能市场、现货电能市场、备用市场等市场化交易体系的支撑下,考虑售电公司的需求侧响应能力,建立了以综合购电成本最小为目标的风电—售电多市场购电的随机规划模型。通过对模型结构的分析,给出了在给定价格序列下单时段子问题的解析最优解以及基于情景树的价格序列生成方法,实现了期望意义下购电决策问题的快速求解。最后通过算例分析,讨论了在多市场购电决策层面,供需互动机制促进风电消纳的关键因素。     

采用历史模拟法分析电网公司的购电风险

电价波动导致的风险关系到电网公司的直接经济损失。利用历史模拟法计算VaR的值,并利用华东电力市场第2次调电试验数据,分别从峰段、谷段进行了电价概率分布分析,电价波动分析以及购电成本波动分析,结果具有一定的参考价值。     

基于风险利润约束的电网企业购电风险评估

传统的电网购电风险评估方法一般基于总购电费用建立,并且多采用方差或VaR作为风险计量工具。从风险产生的利润这一角度,将风险利润(PaR)这一概念应用到风险评估中,建立在PaR约束下的风险测度模型,并分析了电量风险和冲击性电价两个风险因素对模型的影响;最后利用具体算例验证了所提出的方法的合理性。     

电力市场中购电风险模型分析

讨论了在电力市场为单一购买者模式的情况下,由于销售电价固定及发电商上网电价波动而产生的电网经营企业的购电风险.作者根据市场清算价的形成机制,按市场清算价格服从一定分布和市场清算价由发电商报价形成这两种情况进行了讨论,进行了风险分析,并给出了电网公司在长期合同市场下的购电模型,得到了相关的模型和结果.     

省级电网多元能源协调套期优化的购电模型

优先消纳水电、风电等可再生能源是当前形势下电力生产优化的重要目标。当前,电网公司遵循多年以来形成的惯例,为保证"三公"调度按照"等完成进度"的原则对各类年度合同进行分解,尽量"均衡"地分配本地火电机组的发电资源,这就难以与可再生能源发电的"不均衡"特性相匹配,无法实现最大限度地减少弃水、弃风,也极大地限制了通过省间购售电交易实现区域资源优化配置的能力。基于套期保值理论,在保证年度合同完成的前提下,通过不同月份内的"借还电"策略,构建了省级电网月度购电优化模型,借助大系统分解协调方法,以月份购电目标的局部优化,实现年度购电目标的整体"趋优",从而促进区域资源优化配置,有效减少弃风、弃水现象,提高经济和社会效益。最后,以某省级电网公司2013年的购电情况为例,验证了购电优化模型的有效性。     

电网企业购电成本模型研究

目前电网企业的赢利由销售电价与购电成本差体现,在销售电价受政府严格监管情况下,电网企业为提高经营效益,必须加强购电成本控制.优化电网企业购电成本不仅是财务上的问题,它还涉及到生产、调度等诸多方面.通过购电成本现状分析研究,提出优化发电计划降低电网购电成本的模型并进行实例分析,为政府有关部门创建节能型社会提出相关政策建议.     

电力市场条件下电网公司的购电优化模型研究

随着电力工业改革的进行,厂网分开已经实现,此时电网公司的目标是追求企业发展和实现企业价值最大化,因此对电网公司的购电策略进行研究是非常必要的。本文研究电网公司在发电侧已经开放且采用单一购买者模式的电力市场条件下的最优购电方案,建立了电网公司在长期合约市场的购电模型,分析了发电商的机组发电报价曲线和备用容量报价曲线。根据合约市场中的购电量以及对机组发电报价和备用容量报价的分析,本文建立了市场清算价格由机组报价形成的短期现货市场中电网公司的购电优化模型,其目标函数是使购买电能和备用的总费用最小,约束条件需考虑用户的需求以及系统的安全稳定运行。     

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。     

考虑风电不确定性和大用户直购电的电力系统经济调度

由于目前的风电预测方法仍不能将误差降低到可以忽略的范围,使得风电接入时增大了系统的不确定性,调度难度增大。同时,大用户直购电作为电力市场改革的重要措施,其引入对系统调度带来了新的挑战。针对以上情况,建立了考虑风电不确定性和大用户直购电的电力系统调度模型。模型在满足电力系统安全运行的基础上以发电企业收益最高为目标,利用风电出力的Beta概率密度函数来考虑由于风电不确定性带来的上、下旋转备用需求的增加,采用机会约束规划处理模型中的不确定因素。最后运用改进粒子群算法在含风电场的IEEE 30节点系统上验证了所建模型的有效性。     

电力市场条件下地市级电网优化购电模型

为了通过优化购入地方发电厂的电量来降低购电成本,提出了一种新的购电优化数学模型。该模型以从多个地方发电厂购入电量总成本最小化为目标,以供求平衡、发电厂最大出力、输电线路最大传输容量限制、变电站主变压器最大承受能力以及网损等因素为约束条件。该模型已应用于福建省某地区电网的实际购电过程中,实际算例分析验证了该模型的正确性和可行性。     

直购电环境下基于E-CVaR的电网公司风险控制策略研究

介绍了直购电所导致电网公司可能面临的潜在风险及风险管理的基本理论,分析了CVaR(Conditional Value at Risk)风险评估方法的特点,最后建立了基于E-CVaR的电网公司考虑直购电的风险控制模型。算例结果反映出电网公司所面临的市场风险本质,验证了模型的有效性。