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计及风险的配电公司最优分时零售电价模型 总被引:20,自引:5,他引:15
市场条件下零售电价相对固定而批发市场电价和负荷需求经常波动,使配电公司面临较大的风险。实行批发市场电价与零售电价联动,是减小配电公司市场风险的有效办法。分析了配电公司的主要运营业务及其成本,说明了传统分时电价在市场条件下的特点,提出通过分时电价方法实现零售电价与批发电价联动,并建立了相应的数学模型。通过对模型的求解,给出了最优分时电价的表达式,对模型中涉及的市场参与者的类型、负荷弹性等因素进行了讨论。最后通过算例验证了该方法对实现电价联动的有效性。 相似文献
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以概率性市场出清电价预测的预测结果为基础,提出在分时电价联动机制与可中断负荷管理两种负荷管理方式下的日前市场供电公司最优竞标策略。在构造供电公司竞标策略时,以降低购电费用和风险为目标,并考虑合理制定负荷管理(分时电价联动机制和可中断负荷管理)措施,鼓励用户参与负荷管理,提高运营效益。算例分析验证了供电公司最优竞标策略的新特点,以及所提模型和方法的有效性。 相似文献
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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。 相似文献
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《电气时代》2017,(9)
随着电力市场逐步放开,供电公司可以在多种电力市场进行购电交易,以实现供电公司的利益增效。然而供电公司在多种电力市场中如何有效分配购买电量,实现自身的利益最优,以及供电公司在多种电力市场中的购买电量决策风险如何降低到最小等问题值得探究。因此,基于条件风险价值(CVaR)理论构建了供电公司在多种电力市场中购电的期望收益和风险的多目标模型,充分考虑了供电公司自身购买电量和用户负荷曲线出现偏差时所应采取的补偿措施,从而加强供电公司对用户负荷曲线的预测能力。最后,通过算例仿真,验证了该模型的有效性,为供电公司在多种电力市场环境下如何权衡自身收益和风险提供了合理参考。 相似文献
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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. 相似文献
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对电力大用户定价模式的研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对云南省某地区大用户从供电公司购电的现状,提出为大用户提供合同和实时市场两种购买渠道,并分别确定了最优电价.合同采用分类丰枯一峰谷电价的形式,将大用户按不同需求价格弹性进行分类,建立多目标数学规划模型确定各类用户的丰枯-峰谷电价比.实时市场用于平衡大用户实际用电量与合同分解电量的差值,建立基于条件风险价值(conditional value at risk)最小为目标的数学模型.分析供电公司的策略对大用户购电成本的影响.最后仿真验证两个模型的合理性,并证明此模式可以解决目前大用户购电中存在的部分问题. 相似文献
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需求侧实时电价下用户购电风险决策 总被引:7,自引:3,他引:4
需求侧实时电价(RTP)是电力市场下需求响应的重要手段之一。作为一种理想的需求侧电价机制,通过结合与RTP相关的各类套期保值合同,RTP的价格波动风险可以在市场参与者之间合理分摊。基于各国开展RTP的研究与实践,结合随机电价模型,利用Monte-Carlo模拟法对与RTP相关的各类套期保值合同进行定价。在确定了合同价格后,基于条件风险价值(CVaR)法,以用户购电效用最大化为目标,建立了不同风险喜好的用户选择负荷最优套期保值比例的决策模型。最后通过算例仿真验证了所述方法的有效性,它有利于用户有选择性地规避RTP的价格风险,实现了供电公司与用户之间的良好互动。 相似文献
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Frank Lacey 《The Electricity Journal》2019,32(3):4-10
Utility default service has been priced incorrectly for two decades. Incumbent utilities serving as default service providers for both electricity and gas allocate few to no “costs to serve” to default service rates. The indirect costs not allocated include billing, customer care, enrollments, metering, and other overhead and add up to billions of dollars annually. These costs are paid in distribution rates. The resulting rate for utility-provided default service is a below-market price, allowing the utilities to maintain dominant market positions in the retail markets for residential and small commercial customers. This pricing practice distorts the relevant retail electric and gas markets and harms customers and the markets. NARUC cost allocation guidelines advocate that the cost of utility resources used in the provision of default service should be allocated to that service. This paper presents a Default Service Equalization Adjustment Mechanism (“D-SEAM”) that when deployed properly, will provide the default service utilities with a tool to allocate an appropriate amount of costs to default service rates and then adjust that allocation on a monthly basis to ensure the distribution utility is made whole financially as customers migrate off of default service. Without an appropriate allocation of cost to default service, incumbent utilities will maintain a dominant market position in the retail markets for residential and small commercial customers as a result of the significant subsidy provided by the distribution rates. Utilities should adopt, and/or the regulators should compel the adoption of a complete and appropriate allocation of costs to default service. It is only with this allocation that customers will be able to reasonably compare market offerings. 相似文献
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上网电价服从布朗运动条件下的销售电价计算模型 总被引:1,自引:0,他引:1
首先采用布朗运动方法对上网电价进行了分析,给出了布朗运动参数估计的计算公式、蒙特卡罗电价模拟的步骤和服从布朗运动的检验方法。然后以美国加州电力市场上网电价数据为例进行了验证,结果表明电力市场上网电价的某些时段近似符合几何布朗运动。在此基础上,采用蒙特卡罗模拟电价的数据和布朗运动推导电价的效用函数分别构建用户销售电价计算模型。算例结果表明,采用效用函数法比直接采用模拟数据制定销售电价更接近实际情况,且既能使供电公司达到一定收益,又能对其进行有效监管。 相似文献