计及电力保险的电力市场主体最优决策

为转移可再生能源出力不确定导致的收益风险,引入产出性电力保险,同时考虑可再生能源配额制(RPS)要求,探讨电力市场主体最优交易决策。针对捆绑式可再生能源电力购售,构建了引入条件风险价值的可再生能源发电商与售电公司博弈最优利润模型,并利用逆向归纳法求解在有无电力保险下的最优交易决策。另外,根据RPS要求与用户效益,设计了非捆绑式可再生能源电力的交易策略。算例分析结果表明,引入产出性电力保险能有效促进可再生能源发电商投产积极性,节约售电公司成本,降低绿色证书价格波动对售电公司的影响,对售电公司完成RPS要求具有较强的促进作用。     

基于电力用户细分市场的售电公司最优销售定价策略

可再生能源配额制的实施影响了电力市场各主体决策行为。售电公司需要在新的市场形势下制订最优销售定价策略,满足电力用户多样化需求的同时完成配额义务。考虑用户自身用电偏好和配额制要求,针对电力用户细分市场提出了售电公司最优销售定价策略。首先根据配额制影响下电力用户的需求变化,细分了电力用户消费市场,构建了电力用户、售电公司以及不同类型发电厂商利润函数。其次利用逆向归纳法求出双方博弈的均衡解,计算出售电公司全市场销售和捆绑市场销售最优定价策略。最后,对售电商最优定价策略进行了算例分析,验证了所提策略模型的有效性。     

可再生能源配额制下电力市场发电主体决策优化模型

随着可再生能源发电技术的进步以及人们环保意识的提高,政府机构开始利用市场手段和激励政策来促进可再生能源的消纳。基于绿色证书交易的可再生能源配额制是国内外普遍实施的政策。该文分析了配额制下电力市场各个发电交易主体的交易架构,并详细阐述了传统能源发电商与可再生能源发电商之间的电力和绿证供需关系;以电力市场各发电交易主体的收益最大化为目标,构建决策优化模型;结合NSGA-II算法与灰色关联投影法,求解出均衡状态下各市场交易主体的最优交易电量和成交价格。算例重点分析了配额比例调整对电力成交价格,以及火力发电商和风电生产商的电力交易量、收益所产生的影响。通过仿真实验可知：配额比例的提高,能有效地增加风电生产商的发电量,并减少火力发电商的发电量;火力发电商与风电生产商博弈的同时,提高了电力与绿证市场的交易价格。     

可再生能源配额制下跨省区电力交易主体最优决策

可再生能源配额制(renewables portfolio standards,RPS)的实施将深刻改变电力行业的竞争格局,消费者环保意识增强也将影响绿色电力的需求,两者双重作用将导致跨省区电力交易主体的决策行为发生重要转变。基于此,综合考虑RPS和消费者偏好,探究了跨省区电力交易主体的最优决策,使其在新形势下获得最优利润。首先搭建了RPS下跨省区电力交易市场架构,厘清各交易主体间复杂的电力供需关系;随后考虑消费者偏好因素,采用效用函数刻画消费者决策行为;在此基础上,以利润最大为目标,分别建立了供应链非合作和合作状态下各交易主体最优决策模型,并采用逆向归纳法求解各交易主体最优交易策略。最后通过算例分析验证所提模型和方法的有效性,为各交易主体参与跨省区电力交易决策提供参考。     

基于可再生能源经济调度时序模拟的绿色证书市场交易研究

梳理可再生能源发电商、常规能源发电商与售电公司等交易主体之间的电力、绿色证书供需关系,以各发电商的利益最大化为目标,建立考虑绿色证书的能源经济调度模型,求解消纳保障机制下发电商电力调度及证书交易策略;通过算例分析说明了绿色证书机制提高可再生能源发电商收益的有效性,消纳责任权重对于绿证价格变化、市场力抑制等市场良性运营具有重要作用。     

可再生能源配额制下售电公司多市场交易决策

可再生能源配额制实施后,售电公司面临着电力交易市场和绿证市场的多市场组合交易决策问题。基于配额制下售电公司市场交易框架及模式,考虑售电公司多种购电渠道的购电成本、柔性合约成本、绿证交易成本及售电收入,以条件风险价值法度量相关不确定因素带来的风险值,构建多市场组合交易决策模型。运用多场景法对风电出力、集中竞价市场出清价格、绿证价格等不确定因素生成典型场景集,以售电公司收益最大、市场交易风险最低为决策目标,采用GAMS软件对决策模型进行编程求解。算例仿真分析了风险规避系数、风电出力不确定性、可再生能源配额比例等因素变化对售电公司收益的影响,对模型的有效性进行了验证,为配额制下售电公司参与多市场交易决策提供理论指导。     

计及光伏不同交易模式的售电公司日前市场购售电策略

随着我国电力体制改革的深化以及可再生能源的发展,让可再生能源参与电力市场将成为促进其消纳的重要手段之一。在光伏发电商与售电公司开展的2种市场交易模式的基础上,考虑了日前市场出清电价、光伏出力的不确定性,通过场景法与信息间隙理论相结合,构建了售电公司日前市场购售电模型,以利润最大化为目标,对模型进行求解。最后通过算例分析,验证了所建模型的有效性,为售电公司参与市场竞争提供了有效的参考。     

基于可动态调整风险偏好因子的发/售电一体型集团公司中长期交易合作博弈决策

目前，我国电力市场以中长期交易为主，并正逐步过渡到与现货交易并存的市场模式。作为市场新主体，发/售电一体型集团公司面临风、光等可再生能源发电机组出力不稳定、终端用户负荷波动等不确定因素造成利润损失风险的问题。提出了一种风险规避因子连续型动态调整方法，构建了发电、售电公司利润损失风险条件价值模型。在此基础上，以发/售电公司合作博弈下中长期交易利润不小于非合作下的利润为约束，提出考虑利润损失风险的集团公司中长期交易合作博弈决策模型。通过2家发电和1家售电子公司组成的集团公司中长期交易的数值仿真，发/售电的合作联盟方式有效提升了可再生能源发电、火力发电和售电子公司的利润80.93%、58.37%和55.51%;分析了动态调整型风险规避因子与子公司交易利润的关系，并给出了合作博弈的交易电价区间。     

RPS与偏差电量考核下考虑微电网群的售电公司盈利模型

可再生能源配额制（renewable portfolio standard, RPS）和偏差电量考核机制是近几年推出的2项重要电改政策,使售电公司面临着双重考核压力。为量化分析RPS和偏差电量考核对售电公司的影响,综合考虑可再生能源配额制与偏差电量考核机制,以售电公司利润最优为目标,构建了2种售电公司盈利模型,即售电公司独自经营盈利模型和售电公司与微电网群代理商合作的盈利模型。售电公司与微电网群代理商合作的盈利模型的提出是为降低RPS考核成本,减少偏差电量以及兼顾微电网群绿色环保、灵活可控等优点。文章利用广东省实际交易数据对比分析了售电公司在2种盈利模型下的最优利润。分析结果表明,售电公司与微电网群代理商合作,降低了RPS与偏差电量考核成本,提高了整体利润,基于夏普利（Shapley）值分配方法,售电公司与微电网群代理商的盈利均能达到最大,为售电公司的最优经营策略。     

基于电力供应链博弈的可再生能源政策效应研究

可再生能源配额制(简称配额制)是当前中国可再生能源政策由固定溢价补贴制向政府政策与市场机制共同作用过渡的目标机制.随着电力体制改革不断深化,可再生能源政策将直接影响电力供应链主体博弈行为,造成不同的政策效应.鉴于此,考虑以消费端为配额义务考核主体并引入惩罚函数,构建包含发电企业、消费端在内的两级电力供应链纳什均衡博弈模...