分形VaR风险度量下的购电组合模型及实证分析

针对市场环境下供电公司的购电策略进行研究.介绍了分形理论,并给出其特征函数的表达式;根据风险价值的定义和性质,推导出分形分布下VaR风险度量的计算公式;在传统投资组合模型的基础上,构建供电公司的购电组合优化模型,通过求解可得出供电公司的最优购电策略;以美国加州电力市场上网电价的实际数据为基础,运用Stable程序对其分形特征函数的参数进行估算,并采用K-S法对其拟合程度进行检验,结果表明上网电价服从分形分布.算例表明,本文构建的模型是可行的,可为供电公司购电策略提供一定的参考.     

稳定分布理论下可容许均值–刻度参数的购电组合模型

以上网电价服从稳定分布为前提条件,研究供电公司在多个交易市场中的购电策略。首先,根据上网电价的特征属性,分析其概率分布;其次,构建协变化系数度量各上网电价之间的相关性,并从理论上证明其合理性;再次,推导出多个服从稳定分布的不独立随机变量的联合特征函数,并证明以购电组合的刻度参数作为风险度量因子的合理性,从而解决稳定分布理论在投资组合中运用的2个大难题;然后,为解决参数估计存在偏差的问题,提出可容许均值和可容许风险的概念,并构建基于稳定分布理论下供电公司的可容许均值–刻度参数购电组合模型。算例表明,美国PJM电力市场的上网电价数据服从稳定分布,采用所构建的模型能更好地反映它的风险特性,为供电公司提供更准确的购电决策。     

基于多重分形理论的电力市场风险价值评估

现有的有关电力市场与分形理论相结合方面的研究大多局限于实证分析,还没有上升到风险指标的构造与计算方法层次。在此背景下,首先利用多重分形消除趋势波动分析法对电价波动进行多重分形分析,验证电价波动的多重分形特性。然后,结合回归间隔法,提出了一种适于衡量多重分形分布电价波动所引起的电力市场风险价值的方法,并在此基础上建立了输电公司短期购电组合的风险优化模型。以国际上较为流行的单一购买者模式的电力市场为背景,针对作为单一购买者的输电公司,基于美国PJM电力市场中的实时电价数据,分析了输电公司单位购售电收益因电价波动而产生的市场风险,并以典型日为例进行购电组合的风险优化。算例结果表明,所提出的方法不仅能更准确地描述电价波动,而且可以适应不同时期的电价波动特点并有效量化风险,为输电公司对购电组合进行风险优化提供了新的方法。     

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.     

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。     

计及负荷和电价不确定性的电力零售公司购电组合优化

随着我国电力市场改革的深化,售电侧随之逐步开放,已经成立了很多售电公司并参与了电力零售业务。如何构造在多个市场的购电组合优化策略是电力零售公司关注的重要问题。为发展电力零售公司的购电组合优化策略,必须适当考虑负荷需求和市场电价的不确定性从而进行风险管理。在此背景下,首先以h为单位构造了描述1天内的负荷需求和电力价格的日向量,并采用区间数来描述负荷和电价的波动范围。另一方面,模拟了零售公司在用户侧实施分时电价时对负荷调整和所占市场份额的影响。之后,以电力零售公司日利润总和最大为目标,建立了购电组合优化的强化区间线性规划(enhanced interval linear programming,EILP)模型,并采用解析方法求解。最后,采用美国PJM(Pennsylvania,New Jersey,Maryland)电力市场的负荷和电力价格实际数据,对所提出的方法做了说明。     

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。     

基于可信性测度的配电商购电组合优化模型

针对配电商在多个市场的购电组合问题,在可信性测度的基础上,采用LR-模糊变量来描述电力市场的电价波动,用CVaR来度量模糊电价风险,以此构建了配电商在两市场购电组合优化模型。算例结果表明,所用模型和方法可行有效,可以为配电商在各个市场间的购电比例和风险评估提供决策方法。     

华东区域市场月度购电决策模型实证比较

华东区域电力市场中，电力公司在月度市场中报价，日前市场中只申报负荷需求，以管制价格对用户售电。各个市场中竞价电量的分配以及报价直接影响到电力公司的收益和市场稳定。文中基于投资组合理论，对电力公司考虑风险的月度购电策略进行了研究。首先对3种风险计量指标的购电决策模型从实际应用角度进行了分析，其中基于半方差的购电模型为首次提出；其次针对购电侧分段报价规则，提出了利用分段降低风险的月度分段报价模型；最后结合实际数据对各种模型进行了实证分析。     

基于CVaR的供电公司现货市场购电优化决策模型

由于实时电价的剧烈波动和用电量的易变性,供电公司在电力市场交易中面临双侧交易风险,为合理规避市场交易风险,供电公司制定电力交易决策应以风险计量为基础.在假设用电需求为随机变量的基础上,本文利用条件风险价值(CVaR)为风险计量指标,以供电公司利润的CVaR值最大化为目标,构建了供电公司在现货市场的购电优化决策模型,并给出了模型的解析解;同时,分析了供电公司因为购电不足而导致给用户的赔偿额度以及供电公司风险厌恶程度对最优购电量的影响.算例验证了所提出模型的有效性和适用性,表明本模型对供电公司的购电策略具有一定的参考价值和指导作用.     

基于HOMER仿真的配电网分布式光伏发电优化

随着光伏产品成本的降低,配电网分布式光伏发电近年来发展迅速。但其储能容量、天气因素干扰不尽理想。而且在晚间用电高峰期不能有效的负担部分用电负荷,不利于配电网的频峰调整。提出了一种利用抽水蓄能和分布式光伏发电相结合的方案,在一定的运行方式下,使得配电网分布式光伏发电系统在储能容量和调峰能力方面有了大大的提升,并具备了夜间发电的能力。按照实际参数,年平均日照强度、天气指数、设备具体参数、造价、上网实时电价、用电电价等通过HOMER建模仿真,并将单一分布式光伏发电相和抽水蓄能、分布式光伏发电相结合的两种方案模型建模仿真比较。论证了优化后的抽水蓄能与分布式光伏发电相结合方案的优越性,同时也计算出在优化方案在特定的运行方式下,相比单一配电网分布式光伏发电,成本回收期只有略微延长,证明了优化方案的可行性。     

日前电力市场环境下的实时调度

全面阐述了在日前电力市场环境下如何将日前发电计划转化为实时调度指令，以确保日前计划具备调度和结算上的双重意义。结合超短期负荷预测的结果，充分考虑日前市场的实施现状，提出了基于日前计划的首选分配策略和基于可调裕度、发电进度完成率、合同电价的辅助分配策略。对稳定断面的潮流控制、紧急控制提高控制性能标准（CPS）指标、翻牌机制防止破坏CPS指标以及增强系统抗干扰能力等关键问题进行了详细阐述。根据该设计思想建设的超短期实时调度系统已在浙江电网投入使用，取得了良好效果，有效保证了市场出清的严肃性。     

独立发电商与电力公司之间的激励性可中断供电合同模型研究

结合我国电力工业改革的实际情况,将激励理论引入可选择的电力远期合同研究领域,并结合最优化理论建立了独立发电商和电力公司之间的激励性可中断供电管理模型。在该模型中,电力公司在每个时段可根据实时情况确定合同价格和供电中断分配方法。该模型不仅可以引导独立发电商积极地参与中断管理,而且使得电力公司和独立发电商都能够获得一定的利润收益。最后通过算例仿真说明了该方法的有效性。     

考虑多种上网价格规制的光伏微网运营对比研究

光伏微网是促进光伏就地消纳利用,发挥分布式光伏发电系统效能的有效方式。在光伏微网发展进程中,微网成本-收益的非对称性和光伏发电的正外部性会导致光伏微网投资效益不明显,必须由政府进行干预以扶持其发展,上网价格规制为其中最有效的方式。当前,我国短时间内大幅提高可再生能源发电比例,在政策制定上缺乏系统规划,造成规制效率水平低,不能充分发挥规制工具对光伏微网投资运营的指导作用。因此,该文对不同电价场景下上网电价规制类型对微网各主体收益的影响进行分析。首先,建立微网商业模型,分析微网运营模式及各主体收益分配;其次,基于价格信号构建多场景,即用户电价分别为固定电价和分时电价,上网电价分别为固定电价模型、固定溢价模型和可变溢价模型,提出多场景下微网内储能的充放电策略及整体运行策略,并进行时序仿真,得出典型日内不同微网主体间能量交换关系及收益分配;最后,对多场景下电价模型对各主体收益的影响进行灵敏度分析;将模型应用于广东某微网,验证了所述方法的有效性和可行性,对有关部门进行不同电价场景下微网上网电价的规制决策有较好的借鉴意义。     

风力发电运行价值分析

不对风电并网产生的影响作深入的分析,就不能确定风力发电的实际效益。风力发电价值的计算需要综合考虑发电收益、发电成本、辅助服务成本、环保效益等各方面因素。文章采用可靠性评估的方法,分析了风电并网引起的电力系统辅助服务成本的变化,在此基础上,给出了风电运行价值的详细表达式,并讨论了风电穿透功率、风能预测误差、备用容量价格、风电场容量系数等因素对风电运行价值的影响。     

市场环境下电价设计过程的经济学分析

电力市场环境下，传统的发、输，配，供一体化的电力工业模式已经变为发电、输电、配电，供电相分离的电力产业模式。文章从经济学的角度分析电力产业链中电价的作用，论述目前电价设计过程中存在的问题，研究电力供不应求与供过于求2种不同情形下的电价监管方式。     

电力市场中发电容量充裕性评估方法及保障机制

随着电力市场化改革的推进和可再生能源占比的提高,如何评估并保障系统发电容量充裕性成为确保电力可靠供应的重要问题。文中提出一种可以定量计算每台发电机组充裕容量和系统发电容量充裕度的方法,从而评估机组可靠性价值和系统发电容量充裕性水平。基于发电容量充裕性评估方法和边际成本定价原理,设计一种发电容量充裕性保障机制。容量电价根据年度峰值负荷期间运行的边际机组的投资成本确定,充分考虑机组实际发电能力及系统实际需求来核定补偿容量,从而帮助发电企业在计划投资回收期内回收固定成本,保障系统发电容量充裕性。算例仿真验证了所设计的机制的有效性和适应性。     

考虑碳足迹与交易的分布式光伏发电成本分摊

随着分布式光伏发电补贴的逐渐降低以及无补贴平价上网进程的推进，分布式光伏发电项目盈利率逐渐降低，影响了发电侧投资的积极性，减缓了清洁发电和分布式能源的建设步伐。在全寿命周期下追踪分布式光伏发电项目的碳排放，将光伏发电产消者（photovoltaic power generation prosumer， PPGP）这类典型分布式光伏发电商纳入碳交易，拓展了其发电成本的分摊途径。文章构建了分布式光伏发电成本分摊博弈模型，通过 MOEA/D-DRA 算法求解各决策量的均衡解，并实现发电成本在发电侧和用户侧的最优分摊。经算例分析说明了碳交易可有效提高发电侧的收益，PPGP在对就近消纳的用户采取优惠措施时，需综合考虑碳价折扣和电价折扣对发电成本回收年限的双重影响。     

含风光水的虚拟电厂与配电公司协调调度模型

随着大量利用可再生能源发电的分布式电源的出现,微网和虚拟电厂成为有效解决分布式电源并网的两种主要方法。采用场景抽样生成与缩减技术处理风电和光伏发电出力的不确定性,形成含概率信息的经典场景,在此基础上,根据合作博弈理论,建立了基于场景分析的虚拟电厂单独调度、与配电公司联合调度模型,分析了含风光水的虚拟电厂与配电公司的合作空间以及利益公平分配问题。算例采用某风光水分布式电源示范工程和迪庆藏族自治州电网实际数据进行分析,结果表明风光发电出力的预测精度、配电负荷曲线、备用价格等因素直接影响了虚拟电厂和配电网的合作空间和利益分配方案,并为分析分布式电源对配电网影响、虚拟电厂和配电公司合作谈判、优化虚拟电厂各类电源容量配置等提供了定量的依据。