发电厂竞争企业资源计划系统

引言为了推动电力市场的改革，“厂网分开、竞价上网”，将竞争机制引入发电企业将于近年内实现。发电企业要在电力市场竞争中立于不败之地，关键要解决好两方面的问题：一是在企业内部如何优化资源配置，强化、细化成本分析和经济管理；二是如何更快、更好地熟悉和掌握电力市场的运行规律和机理，在市场交易中获取最大效益。随着发电企业进一步发展，业务的增加，原有的发电厂MIS系统已显示出信息化集成度低、不能有效控制生产成本、缺乏有效分析工具等不足。“厂网分开、竞价上网”后，发电厂将作为独立的实体参与发电市场的激烈竞争。…     

水电厂竞价上网辅助决策系统研究

结合我国“厂网分开，竞价上网”的电力市场改革，针对水电厂在发电市场中竞价上网问题，采用面向对象技术开发研制了水电厂竞价上网辅助决策系统。主要介绍该系统的结构设计、各模块的设计原理和功能以及系统的主要特色。该系统主要包括财务计划管理、期货报价和现货报价三大模块。期货报价和现货报价模块以数据库作为数据源，通过接口程序建立连接，调用相应的数据表集进行决策计算。财务计划管理模块实现对数据的查询、存储、修改、删除、添加等数据库管理功能，提供很好的人机交互功能，提高了发电企业竞价上网操作的科学性，具有重要的现实意义。     

发电集团竞价决策及支持系统模式探讨

厂网分开、竞价上网是我国目前电力市场改革的一个重要特征,市场模式下各发电企业的竞价结果直接决定其经营收益。与单一电厂相比,在一个市场中拥有多个电厂的发电集团能够掌握更多的市场信息。为减少内部竞争,为实现集团整体利益最大化经营目标,有必要对各下属电厂的生产经营进行管理和指导,引导所属电厂积极主动的参与市场竞争。针对发电集团参与电力市场的需求,该文提出了分散部署、分散决策,集中部署、分散决策和集中部署、集中决策三种典型的发电集团竞争决策模式;分析了每种决策模式的特点和相应电力市场管理系统的建设方式;分析表明,随着电力市场的不断发展和成熟,发电集团的竞价决策模式将逐步由分散部署、分散决策过渡到集中部署、分散决策,最终实现集中部署、集中决策。     

竞价上网辅助决策技术支持系统功能初探

介绍了发电厂竞价上网辅助决策技术系统的组成部分和各项功能,包括电力市场综合信息查询、实时计算生产成本,交易结果统计分机、上网报价建议等。分析了该系统在电力市场运作中的重要性。     

电力市场的报价辅助决策系统

从发电市场的必要性及必然性论述电厂如何面对电力市场的竞争，通过降低发电成本，提高机组可靠性，提高机组竞争力是实现竞价上网的基础，而充分利用计算机技术进行市场信息分析，对提高报价决策有重要意义。文中对电力市场的报价辅助决策系统的主要功能了详细介绍。     

分布式发电竞价上网市场交易机制研究

智能电网建设的全面推进以及分布式发电并网技术的成熟为分布式能源的大规模并网出力创造了良好条件。针对分布式发电上网问题,构建了一种由代理运营商统一管理下的分布式发电上网交易模式,并从合约市场、日前市场、实时市场等3个方面详细分析了分布式发电竞价上网市场交易机制,以期能够为未来分布式发电竞价上网提供可参考的市场交易框架。     

面向发电集团的电力市场管理系统

介绍了支持发电集团与下属电厂协调运作,以及辅助参与市场竞争的电力市场管理系统的整体结构、功能组成和系统运作流程。系统分为集团主站系统和电厂子站系统2部分。集团主站系统部署在发电集团公司,完成各类市场交易、电厂运行,集团公司内部管理系统的数据收集、整理和分析,以及市场预测、竞价决策和风险评估等各种业务功能,通过信息发布等多种形式向集团公司内部网和下属各个电厂提供接入。部署在各个电厂的子站系统主要完成市场信息和电厂运行信息以及电厂各机组的成本分析、竞价决策、交易管理和结算管理。采用基于J2EE架构的系统实现方式。该系统已在华东区域电力市场投入运行。     

电力市场中考虑网损的竞价研究

从日前电力市场购电成本最小发电计划模型出发,根据发电厂所处地理位置不同导致其提供电能存传输中产生的损耗不同,利用发电机组上网电能实际利用率修正发电机组投标标价,进而提出考虑网损的竞价上网发电模型.通过IEEE-30节点算例分析表明,此竞价上网模型可以达到经济平衡,较常规竞价发电模型减少了总发电量,降低了整体购电成本.     

发电侧电力市场竞价交易模式的研究

为适应发电竞价上网的需要，在对现有发电侧竞价交易模式进行比较分析的基础上，紧密结合发展中国家电力工业由国家垄断的计划经济体制逐步过渡到市场经济体制和电网经济调度的特点，该文提出了两种可供实际操作的发电侧电力市场竞价交易模式：一种是基于由固定成本和变动成本之和确定容量合同电价而提出的“容量合同 效率置换 适时市场”模式：另一种是基于仅由固定成本确定容量电价而提出的“容量合同 全电量竞价 适时市场”模式。经系统仿真和实际试运营，所提出的两种模式都是切实可行的。该两种模式有利于电力市场的运营和平稳过渡，有利于实现资源的优化配置、降低发电总成本、降低用户电价，促进工农业生产的快速发展。     

电力市场发电侧优化运行及竞价策略研究

随着我国电力体制的改革，电力工业运营模式由垂直一体化垄断模式逐步转化为发电竞争上网模式。作为电力市场的一种最为初级的形式，输电、配电仍由一个电网公司统一管理和垄断经营，各发电公司相互间开展竞争上网，发电侧电力市场的形成使各发电企业以独立的法人身份独立经营、自负盈亏参与发电市场的竞争，各发电公司为了最大限度地获取利润，必须时发电侧模型和优化方法进行研究．同时还必须制定适应的竞价策略。     

基于多智能体强化学习的电力现货市场定价机制研究(一):不同定价机制下发电商报价双层优化模型

电力现货市场定价机制是市场设计的重点问题之一,与发电商交易行为相互影响。定价机制设计需要考虑发电商可能的交易行为,而不同定价机制下发电商报价策略不同,为系统性地解决这一嵌套难题,形成2篇不同侧重点的论文。作为首篇,该文探讨强化学习在发电商报价决策中的适用性,完整考虑系统和分区边际电价的两阶段过程,构建节点、系统、分区3种边际电价定价机制下的发电商报价双层优化模型,并基于可变学习速率和策略爬山算法相结合的多智能体强化学习方法对模型进行迭代求解。该双层模型中,上层为发电商报价决策层,下层为市场出清层,以决策层优化的发电商报价信息和出清层计算的发电商中标信息作为上下层之间的交互数据,不断优化发电商报价策略。最后,以IEEE 39系统为例,选择4个典型负荷场景,优化3种定价机制下的发电商报价,结果表明:所提模型和算法可有效求解发电商最优报价策略,获取市场均衡结果。     

基于风险管理的发电商多时段投标组合策略

电力市场环境下,发电商要在多个市场中制定交易计划,既要衡量风险和收益以获得最大化利润与最小化风险的折中方案,又要兼顾发电机组自身发电成本、多时段机组加载爬坡速率限制等因素。因此,如何在多时段协调分配各市场的竞价电量———即机组多时段耦合投标组合策略是一个值得研究的问题。该文基于双边合同市场和日前市场(包括日前能量市场和旋转备用市场)的交易结构,引入经济学中的效用和风险管理的概念,建立了发电商多时段组合市场投标策略模型,同时详细列出了算例中用该模型计算出的投标组合及分析结果,说明本文的模型与方法能够为发电商进行日前市场多时段的投标组合提供参考方案。     

基于博弈论的发电厂竞价策略综述

在电力市场环境下,发电商可以通过投标来取得最大收益;另一方面,市场调节或监管机构需要研究发电商的策略性投标行为,评估滥用市场力的可能性,以确定适当的竞价机制和投标规约,来保证电力市场的稳定,这就需要运用博弈论的研究成果.从发电公司如何制定报价策略的角度,对各种主要博弈方法进行了深入的探讨,并分类综述,提出了需要解决的问题.近几年中,已有许多文献对其进行了讨论.参11     

Competitive bidding as a control problem

The dynamics and mechanisms of bidding by electricity generators to supply electricity to a national grid are investigated. A mathematical model for the bidding process is developed and the generators are assumed to act rationally according to the “maximize expected utility” principle. The model and system objectives are interpreted as a classical control problem and results, simulated and analytical, are presented. The results show that by introducing multiple bidding rounds, convergence to a Pareto optimum is possible if a proportional-integral control policy is introduced     

基于企业经营决策的发电商最优竞价策略

在电力市场环境下，发电商的策略性投标行为关系到电价风险、市场稳定、市场力滥用行为及发电商自身利润等诸多问题。文中在对发电机组成本／需求的微观经济分析基础上，建立了机组面对需求曲线的公式及求解方法，提出了机组市场价格控制区的新概念。基于经济学中企业经营决策的最大利润原理，阐述了“边际发电成本等于边际发电收入”的机组最优竞价准则，提出了拥有不同市场力的发电商最优竞价策略及算法。     

电力市场中实现生产成本最小化的策略性竞标与数学模型

提出了在竞争的电力市场中实现发电生产成本最小化的数学模型。首先提出了二次型的发电生产成本的函数，研究了由于竞争以及市场条件、负荷的不确定等因素给发电公司带来的存货成本和缺货成本。最优的竞标价格是发电公司在竞争中获胜的首要条件，最优的竞标电量是发电公司实现其生产成本最小化的必要条件。本文提出了基于遗传编程实现生产成本最小化问题求解的快速算法，借助该算法，发电公司可以利用市场中公开的信息，快速地获得最优的价格策略和竞标策略。本文给出了一个有10个发电公司和20多个节点的省级电网作为研究实例，证明了所提出的竞标策略模型的实用性。     

考虑物理期权的期权市场与现货市场联合均衡分析

期权是发电商进行策略性竞价和规避市场风险的重要金融工具,目前的研究主要集中在期权的定价及其风险规避功能,关于期权对电力市场均衡的影响研究甚少。建立了考虑物理期权的两阶段Cournot博弈模型,给出了市场均衡的解析解,结果表明物理期权的存在增强了电力市场竞争,在一定程度上抑制了发电商的市场力滥用,为保持较高的收益,发电商有兴趣维持现货电价的高波动性。     

热力实时定价机制下热电联产机组多能源市场协同决策研究

随着能源市场化改革逐步深入,市场机制下热电联产(CHP)机组的运行与决策受到广泛关注,而以热定电限制了CHP机组的灵活性,影响其独立参与市场的收益.基于此,采用实时定价的热力市场机制挖掘需求灵活性,提出热力实时定价机制下CHP机组在多能源市场中的协同决策双层模型,即CHP机组参与电力市场的同时,在热力市场制定实时热价进行负荷管理释放灵活性,以最大化参与能源市场的利润.其中上层模型为CHP机组最优电力报价与热力定价模型,下层模型为电力批发市场出清模型与热用户决策模型.利用KKT条件等将双层模型转化为混合整数线性规划模型以进行求解.通过算例验证所提模型的可行性与有效性,算例结果表明热力实时定价在有效提高CHP机组电力侧灵活性与机组利润的同时,改善了用户与社会福利.最后,探究了热力实时定价机制下CHP机组在电力市场的策略报价行为.     

Impacts of Network Constraints on Electricity Market Equilibrium

Nash equilibrium is usually used as the solution of generator's strategic bidding in electricity markets. The available literature has shown by simulation that multiple market equilibria or no pure equilibrium may be induced after the inclusion of network constraints (transmission constraints). This paper presents a systematical analysis for the impacts of network constraints on the market equilibrium in oligopolistic electricity markets. In our modeling, the independent system operator (ISO) dispatches generation and determines nodal prices via solving an optimal power flow (OPF); and the individual generator optimizes its submitted supply function with Nash-supply function equilibrium (SFE) strategy, after taking into account ISO's decision-making process on dispatched generations and nodal prices. The conditions for the existence of equilibrium are given, and it is shown that there may be multiple equilibria or no pure Nash equilibrium. The equilibrium, if it exists, will be at a point where generators pay no congestion charge