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。     

计入电力系统可靠性与购电风险的峰谷分时电价模型

在电力市场环境下,针对需求侧用户的多时段电价响应,基于电力供给与电力弹性需求平衡关系推导了峰谷分时电价下的电量电价弹性矩阵,以反映用户对电价变化的响应过程。在此基础上,以电网经营企业收益最大化为目标函数,计入可靠性约束、购电风险和线路损耗等,建立了峰谷分时电价模型。该模型通过分时电价的调节即可达到提高电网供电可靠性、减少停电损失,同时增加电网经营企业收益、降低购电风险的目的,使用户和电网经营企业达到双赢。为提高模型求解过程中可靠性指标的更新速度,进一步研究了电力系统可靠性随负荷变化的三次样条插值模型。以IEEE-RTS 79测试系统为例进行算例分析,验证了上述模型、算法的正确性和有效性,并进一步分析了峰谷分时电价下负荷曲线的改善效果及用户停电损失、电网经营企业收益的变化情况。     

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.     

发电侧与供电侧峰谷分时电价联动的分级优化模型

实施峰谷分时电价,可以改变用户的用电特性,达到移峰填谷、降低发供电成本、提高能源使用效率的目的,但同时也带来供电公司收益减少的风险.为此,提出了发电侧与供电侧分时电价联动的2级优化模型.该模型分2级进行优化:首先基于用户价格反应度矩阵,对供电侧峰谷电价进行优化,使其负荷曲线达到最优;然后对发电侧峰谷电价进行优化,以平衡发电公司与供电公司之间的成本效益,达成发电侧与供电侧价格联动.算例表明,所建立的分级优化模型能合理地分配发、供电实施峰谷分时电价的利益和风险,促进这项措施的顺利实施.     

分时电价下供电公司盈亏风险分析模型

面临缺电的局面．分时电价成为电力需求侧管理的重要手段之一。执行分时电价可能会给供电公司带来电费收入风险,采用回归分析方法对造成供电公司执行分电价盈亏的原因进行了分析,提出在进行峰谷电价调整时采用回归分析的方法测算出对供电公司盈亏影响最多的重点企业,以期更合理地调整分时电价,规避供电公司的电费收入风险,从而达到供电公司和用户的双赢。     

计及需求侧电量电价弹性矩阵与风险的供电公司周市场购电优化决策模型

根据供电公司购售电业务的工作需要提出了周市场的概念,首次将分时电价下需求侧电量电价弹性矩阵(E矩阵)对购电决策的影响引入供电公司周市场购电优化中,并建立了计及需求侧E矩阵与风险的周市场购电多目标随机优化模型。该模型可用于优化供电公司未来某周内的长期合同分解、短期合同签订量、现货市场购电量分配、自有电厂生产及参加现货市场计划等问题,同时引入了风险态度因子以衡量市场风险接受能力。蒙特卡罗仿真结果表明,本文所提模型能够充分考虑各种因素,使优化结果更具有效性与实用性,对供电公司开展购售电业务具有辅助决策意义。     

基于负荷转移的售电公司分时电价优化策略

随着电价新政的发布,电力市场将进一步开放,同时目录电价的取消将加快分时电价机制的建立,在此背景下售电公司如何针对电力用户采取有效的分时电价措施是亟需解决的问题。为此在分析湖南省钢铁、电石等高能耗工业用户用电特性的基础上,结合售电公司、工业用户的成本及收益构建了售电公司成本收益模型、工业用户负荷转移成本模型,进一步提出了售电公司峰谷分时电价双层优化模型,上层模型优化目标为售电公司收益最大,下层模型优化目标为工业用户用电成本最小,以此确定峰谷分时电价套餐。以钢铁、电石等高能耗工业用户数据为例的仿真测算结果表明通过双层优化模型所得的峰谷分时电价套餐能够保证双方的利益,并有效引导工业用户合理用电、削峰填谷。     

供电公司分时售电电价研究

首先简要介绍了供电公司在电力市场中需要研究的问题。根据边际成本定价原理，针对简化的配电网条件，建立了分时电价优化模型。利用Kuhn-Tucker条件，进一步得到了供电公司分时售电电价的表达式，并从工程角度探讨了分时电价中各分量的计算方法。算例考虑了配电网线损和简化的可靠性要求，所得到的分时售电电价更接近于供电成本。     

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。     

电力需求侧管理中的分时电价研究

峰谷分时电价作为现阶段一种有效的需求侧管理手段,是电力公司向用户实施的一种通过价格信号引导用户合理用电的有效经济刺激手段。它在优化电力资源配置等方面起到了积极的作用。科学合理的分时电价,能够赋予电价必要的弹性,拉大峰谷时段电价差,达到削峰填谷和提高电网负荷率的需求侧管理目标。基于负荷曲线分布分析,在初步划分峰谷时段的基础上,利用用户对电力商品的需求价格弹性矩阵,建立峰谷分时电价数学模型,并对该模型的目标函数进行优化,得到一种分时电价定价方法。对邢台供电公司的算例进行了仿真,说明了该模型的可行性。     

需求侧峰谷分时电价对供电公司购售电风险影响分析模型

供电公司购电风险主要表现为现货市场发电电价的不确定性,售电风险表现为峰谷分时电价及其对负荷变化影响、对销售电量影响的不确定性。一般来说,现货市场电价与需求侧负荷水平呈正相关关系,负荷水平越高,现货市场发电电价也越高。峰谷分时电价可以降低高峰负荷需求,从而降低发电高峰电价,降低供电公司购电成本。但是,分时电价同时也减少了供电公司的高峰电价段的销售电量,使得高峰时段售电收益下降。本文建立数学模型对此风险进行分析,算例分析表明,合理确定电价差率以及合约市场购电比例,可以使供电公司有效地规避市场风险、提高经营效益。     

半绝对离差购电组合优化策略及风险管理

以半绝对离差作为风险计量指标对供电公司利润 — 风险进行量化,只考虑收益率中低于期望收益率的部分,且不要求收益率服从正态分布。建立了在期望利润约束下以最小化风险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4个市场的购电分配进行了计算,并利用该模型分析了市场价格波动特性以及利润率随机变化特性对购电分配策略的影响。仿真表明,该模型能够反映供电公司面临的市场风险本质特征,使其在保证一定期望利润下承担最小的风险,从而为供电公司的购电决策及其风险评估提供了新的思路。     

基于用户响应下的分时电价优化设计模型与方法

从配电公司的自身利益出发提出了一个考虑购电成本、需求响应以及其它因素的分时电价定价模型,并针对购电商是否具有市场力两种情况分别进行了分析。论述了该模型本质上属于非线性规划问题并探讨了其求解过程。最后将该模型应用于某简单算例进行仿真计算,结果表明如果用户对分时电价具有较强的响应度,则在峰谷电价差较小时也可以实现用户与电力企业共同获利的目的。     

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。     

地区供电公司日前购售电计划的联动优化模型

将非线性灰色Bernoulli模型用于到中长期电力负荷预测,提出了优选模型参数的粒子群优化算法。该模型是将GM(1,1)模型与Bernoulli微分方程相结合的一种灰色模型,适用于对不同发展趋势曲线的预测。通过粒子群优化算法,以模型预测平均绝对百分误差最小为目标,选择最优的模型参数。采用不同测试数据以及实际电网负荷数据进行了验证,结果表明上述模型有很好的适应性及较高的预测精度。     

用电侧市场放开下的电力市场多主体博弈

为保证新一轮电改的顺利进行,研究新结构下的市场主体间特别是售电公司与其他主体间的利害冲突关系是关键。文中在梳理并搭建了新形势下电力市场结构关系的基础上,采用多代理技术构建了含发电企业、售电公司及市场用户(对比于非市场用户)的市场多主体博弈框架;其次,就各主体特点、相关交易规则及各主体博弈交互关系,设计了以主体收益函数为目标的市场博弈模型;最后,采用强化学习方法对发电企业、售电公司等市场主体在双边合同市场、集中交易市场的买卖电价、电量进行优化求解。仿真结果表明,发电企业和售电公司的市场收益与份额,主要取决于售、购电量在双边合同市场与集中交易市场的合理分解;随着博弈过程深入和市场信息透明化,市场价格与收益将趋于平稳。     

发电商垄断市场行为的仿真分析

基于地理位置和电网运输成本约束条件提出一个基于多主体的发电商动态演化博弈仿真模型。该模型假定在一个二维平面中均匀分布多个相互分割的市场,在资源较丰富地区分布着发电商,发电商可以在不同市场中分别进行产量和价格决策,以使其总体利润最大化。通过仿真分析得出以下结论：电力市场中电网运输成本使发电商存在一个明显的垄断边界交叉区域,该区域随电网运输成本的降低而不断扩大。从发电商的自然特性来讲,增加发电商的规模可以在一定程度上缓解电力紧张的局面。但由于输电成本的存在,该措施并不能从根本上解决发电商在电力市场中的垄断市场力。