考虑电改新政的售电公司混合电力交易策略优化

优化售电公司交易策略有利于提升新型电力系统效率、深化电力市场改革。针对售电公司如何结合电改新政进行决策优化的问题,提出一种售电公司混合电力交易的策略。首先,分析新政对电力交易各主体交易决策的影响;然后,构建用户、售电公司、常规能源（CES）发电商和配置储能的可再生能源（RES）发电商的最优决策模型,并对售电公司的最优交易策略进行求解;最后,通过算例分析验证了所提策略可以有效提高售电公司收益、促进RES电力消纳。     

偏差考核下售电公司的电动汽车电价策略研究

随着电力市场改革的深入,售电公司的数量大增,对其电量偏差考核的机制日趋严格。为了减少考核费用,不仅要提高负荷预测的准确度,还要寻求弥补偏差电量的方式。规模化的电动汽车(EV)储能电池的参与可作为解决该问题的方案,通过引导EV的充放电行为,实现对偏差电量的弥补。文章运用演化博弈论构建了售电公司与EV用户的互动博弈模型,研究了影响演化过程的因素。通过算例分析,求解了合理的充放电电价范围,以保证双方均可获得一定的收益。     

新电改政策对电力市场售电侧竞争格局的影响研究

基于多Agent仿真建模方法,在理清售电市场呈现的市场环境特点后,以计划行为理论（TPB）为理论基础,探究售电市场参与主体即用户个体、运营商以及政府三者的行为规则,在虚拟世界中构建符合新电改政策发展规律的售电市场,探索新电改政策售电侧放开,社会资本涌入导致售电市场竞争格局的变化。研究结果表明,售电侧放开后,政府相关支持政策的刺激将会促进当地售电市场竞争活力,保证售电市场的合理分配,维护用电个体与运营商双方利益关系,在一定程度上实现双赢。因此,基于以上结论,建议政府部门引导建立一个规范合理的市场竞争环境,结合当地地域特色,制订科学合理且具有操作价值的激励措施。以期通过相关措施进一步提高社会相关资源的利用率,造福售电市场的消费者,并依托市场消费者的活跃使得市场规模更快地发展和壮大,形成售电市场良性的价值循环。     

售电公司分时电价盈利策略研究

售电公司购电成本的多少决定其利润的大小,该文针对售电公司设计了分时电价盈利策略,以分时电价为手段,鼓励顾客减小高峰时段负荷,降低售电公司的购电成本。使用核模糊聚类法及隶属度函数在客户典型负荷曲线上完成峰平谷时间段的划分,并通过负荷峰谷差最小和用电客户满意度最大目标来构建数学模型,采用Angle-NNIA算法对其完成求解,求解结果能显著缩小客户负荷曲线峰谷差,达到售电公司降低购电价格、增加盈利的目的。     

多市场分时段下电网公司购售电风险控制优化模型

针对发电侧竞价上网、售电侧价格管制导致中国电网公司的收益空间存在不确定性的问题,为进行电网公司购售电风险控制优化,引入用户需求弹性,采用效用函数方法,建立了电网公司购售电风险控制优化模型,分析了电力公司在合约市场和实时市场购电量优化分配。结果表明,电网公司的风险偏好程度决定了购电量的分配;峰谷分时电价的电价差率和用户需求弹性均影响电网公司的购售电风险;实施峰谷分时电价有利于系统削峰填谷,尤其是在缺电的情况下可以减少电网公司经济损失以降低经营风险。     

新电改形势下的售电市场竞争性服务策略研究

通过排摸某市产业园区、110 kV及以下电压等级电网情况,深入分析了售电市场竞争情况,在对竞争形势进行客观分析、客户需求认真研究的基础上,制定相应的服务策略,有利于在新的电改形势下,帮助供电企业适应从传统供电服务向市场竞争服务发展,并建立健全售电市场竞争环境下的服务策略,实现公司在竞争性售电市场上的市场份额稳定与经济效益提升。     

基于价差返回策略的售电公司竞价方法

我国目前正进行新的电力市场化改革,购售电双方将通过售电公司参与电力市场交易。新改初期售电公司交易模式的合理性将对购售双方的成本产生很大的影响。从售电公司角度出发,提出一种基于价差返回策略的集中竞价方法,通过引进返回系数,将竞价交易过程中购售方成交电量价差费按比例返回给双方,以减少双方交易成本。文中总结国外经验并结合我国目前新电改实际情况,建议售电公司采用在基于价差返回策略的集中竞价方法基础上,采取80%稳定电量采取中长期双边协商交易,20%电量实时电量采取价差返回策略集中竞价交易。     

电力市场环境下储能电站和光伏电站合作博弈模型

与传统电力市场主体不同,储能电站既可以参与发电侧,也可以参与用户侧,进而获取利益。文章以发电商、售电公司、用户、储能电站和光伏电站为市场主体,建立电力市场博弈模型;以储能电站在某一时段的运行方式和报价作为博弈策略,计及储能电站必要的运行约束条件,建立储能电站运行模型;基于招标电价制建立光伏电站运行模型。考虑储能电站与光伏电站进行合作博弈,以最大化联盟收益为剩余博弈支付,以联盟内部交换功率和交易电价为协议,基于Shapley值对合作博弈剩余进行分配,通过分析得到模型的Nash均衡。文章通过算例验证了所提出方法的正确性和有效性,所建立的模型适用于储能电站与光伏电站进行合作博弈参与电力市场的情景。     

新电改背景下广东省售电侧恶性价格竞争机理研究——基于Bertrand竞价模型

为理顺恶性价格竞争的形成机理,以广东省售电企业为研究对象,将售电企业分为有发电资产的第一类售电企业与无发电资产的第二类售电企业,通过建立Bertrand模型研究新电改背景下恶性价格竞争机理,并对售电企业进入或退出售电市场曲线进行了分析。结果表明:引入市场竞争后的售电侧有形成恶性价格竞争的可能性,相关部门应加以防范。     

直购电模式下市场主体收益建模与博弈分析

以我国大用户直购电试点现行的转运定价机制为基础，结合区域电力市场的运营现状，建立发电商、大用户和电网公司在直购电模式下的收益模型，并对各市场主体之间的利益博弈行为进行分析，找出达成直购电交易的必要条件，最后结合算例得出结论。     

不确定需求与配额制下电力市场多主体交易决策优化

考虑电力需求突然变化情况,建立了可再生能源电力以及常规电力需求函数;在此基础上,考虑可再生能源配额制要求,以利润最大为目标,构建了电力供应链各交易主体最优利润模型,并采用逆向归纳法求解各交易主体最优交易策略;最后算例分析电力市场需求变化、绿色证书价格波动以及供应链市场平衡参数等因素对各交易主体交易决策以及最优利润的影响,以期为电力供应链各主体制定最优交易决策提供参考。实验结果表明：不确定需求与配额制对电力供应链各主体利润产生重要影响;不确定需求增加对售电公司以及两类发电商最优利润具有正向影响;供应链平衡参数对可再生能源发电商最优利润有正向增长影响,常规能源发电商最优利润负面影响,售电公司几乎不受影响。     

电力体制改革下售电公司如何搭建市场营销体系

本轮电改的核心思想便是推进售电端市场化,对发电企业是巨大机遇,有利于发电企业实现发售一体化,产业链延伸,推进资源优化配置和战略布局,但同时对发电企业也存在巨大挑战,售电侧放开,准入多种售电实体,市场竞争激烈,发电企业虽然有电源点优势,但由于其长期单一趸售电网大客户,因此在市场营销理念、市场营销组织、市场营销策略、客户服务水平等存在不足。本文将对国外成熟电力市场中发电企业市场营销体系进行研究,并结合我国电力体制改革动向,研究我国发电企业售电公司搭建市场营销体系的策略。     

考虑电-水需求响应的售电公司现货市场运营策略

需求响应是售电公司应对各种不确定性因素和提高收益的重要工具。考虑供水服务商(water supply service company,WSSC)与普通柔性负荷功率转移能力的互补优势,文章首先提出一种售电公司对WSSC和普通柔性负荷的调度方案和激励补偿策略;然后,利用条件风险价值作为风险度量工具,建立协调WSSC和普通柔性负荷参与需求响应的售电公司运营决策模型;最后通过具体算例验证所提策略和模型的有效性,售电公司现货市场购电费用平均下降6.59%,WSSC用电费用下降2.39%,柔性负荷用户用电成本平均下降3.47%。此外,考虑电-水需求响应使得售电公司利润波动减小,更利于售电公司的健康运营。     

我国售电侧放开改革下的电价套餐定价策略探索

在我国售电侧放开改革纵深发展的背景下,提出了基于组合定价的电价套餐定价关键过程,基于用户选择权和用户价值,构建了基于当前价值、潜在价值和信用状况的电力用户细分指标体系,并从套餐标识维度、产品维度和价格维度界定了电价套餐信息模型。     

基于均值-CVaR-熵的大用户购电组合优化模型研究

摘要： 大用户直购电是电力大用户与发电公司直接交易的一种购电模式。在大用户从日前现货市场、直购电合约市场、电力期权市场和企业自建电厂购电的背景下,考虑到风险包括损失的大小和不确定性等因素,引入熵和CVaR作为大用户购电风险的测度因子,构建大用户在上述市场中的购电组合优化模型,并采用混沌粒子群算法求解。算例结果表明,模型在预期购电成本约束下在不同市场购电比例分配优化和风险控制上的可行性,为大用户在多市场环境下的购电决策提供参考。     

基于随机两层规划的电力备用合约购电模型

为研究购电商成本最小化的最优电力备用容量电价及发电商利润最大的最优电力备用合约容量,基于随机两层规划,构建了双定价机制下的电力备用合约购电模型,应用Stackelberg博弈理论求解。数值算例分析了单位缺电损失、电力需求方差对最优策略的影响,并进一步探讨了在发电商经济行为存在相互影响的情况下,购电商与发电商最优策略的变化。     

对小型热电厂售电价格的看法和建议

一、前 言 我国的热电联产事业。由于其节约能源、缓解电力紧张、改善环境质量等优点,因而得到高速发展。区域性热电厂的产品是热和电,过去热电厂和热用户之间对热价时有争议。现在,各地方热电厂对售电价格（或称上网电价）反映强烈。特别是近几年来建设的热电厂或自备热电站,与当电力局对上网方式及上网电价有所争议。由于目前政府尚未出台“电价管理条例”,也无电价设计程序,电价制定往往有人为因素,因此上网电价各地不统一,也不规范。据我们所知,确定热电厂上网电价大致有以下几种方式:①由县、市电力局确定上用电价,②由省市统一确定上网电价,然后由当地三电办公室补贴一部分差价,③自备热电站全部发电量上网,企业用电再由电网供给,上网电价及回售电价由电力局决定或协商决定,④目前,大部分热电厂上网电价采用峰谷分时电价。然而不管采用什么方式,上网电价过低会挫伤地方办热电的积极性,对于热电联产事业的发展是极为不利的。笔者     

考虑电/热储能灵活经济调控的综合能源系统与产消者日前协调优化运行策略北大核心CSCD

多元异质储能技术对含产消者的综合能源系统灵活运行和统筹资源协调具有积极作用。本工作提出考虑电/热储能灵活经济调控的综合能源系统日前博弈-鲁棒优化运行策略,该方法挖掘电/热异质储能在能源交易中的经济潜力和不确定因素下的灵活潜力。首先,考虑节点电压、管道温度等状态量的安全限制建立综合能源系统调度模型和储能运行模型;进而,在电热能源市场框架下,建立考虑储能经济运行的综合能源服务商与产消者博弈的Stackelberg模型及其MPEC形式;然后,基于Stackelberg博弈模型,提出计及电池储能日内灵活调整的两阶段鲁棒优化模型,采用改进的列约束生成算法求解。最后,算例验证了所提方法的有效性,储能灵活经济调控降低系统运行成本以及保证日内电力供需平衡。     

电改背景下的重要电力用户认定规则研究

随着电力体制改革的深化,售电侧逐渐放开,传统供电公司将要面临愈加激烈的市场竞争。以往供电公司对于重要电力用户的认定过多注重于用户的影响力和停电危害等定性描述,较少考虑用户对企业的市场价值,包括用电量大小和发展潜力等可量化指标。这种认定规则不利于电改后供电企业的市场竞争。参考了上海市重要电力用户认定现状,引入并研究了经营性认定指标,并利用AHP方法将传统的定性认定规则改进完善为定量认定。     

计及负荷聚合商的综合能源系统双层主从博弈运行优化

随着综合能源系统（Integrated Energy System,IES）的兴起,传统的需求响应逐渐转变为综合需求响应（Integrated Demand Response,IDR）。如何在综合能源系统中建立涉及综合能源用户与负荷聚合商（Load Aggregator,LA）的多方利益主体运行机制和价格策略,是将负荷聚合商引入综合能源市场的首要问题。文章考虑两类需求响应类型,建立了综合能源系统、负荷聚合商和用户三者之间的运行优化机制和交易策略模型,并将其表达为双层主从博弈模型;提出了分布式组合求解算法,在三者不断交互的博弈过程中,实现三者利益均衡。考虑负荷聚合商是否实施电力辅助服务及综合需求响应,建立了3种情景,比较不同情景下综合需求响应策略、能源定价策略及能源交互策略。结果表明,文章所提出的负荷聚合商参与综合需求响应的运行机制有效地发挥了需求响应资源的作用,双层主从博弈模型的引入保证了该机制长久运行,为未来综合能源系统的发展提供了新思路。