考虑多种电价模式的工商业用户储能优化配置研究

针对第三监管周期最新电价政策下用户侧储能的优化配置问题,以变压器容量在100 kVA—315 kVA、可自由选择电价模式的一般工商业用户为研究对象,提出了考虑多种电价模式的用户侧储能优化配置方法。首先,对最新的电价政策进行分析解读作为后续模型构建的依据;接着,分别在两部制电价按需量计费、两部制电价按容量计费、单一制电价3种模式下建立了储能的优化配置模型,通过3种模式的对比从中选择经济性最高的储能配置方案;最后通过算例仿真对所提方法的有效性进行了分析验证。所提方法对大工业用户及其余一般工商业用户也同样适用,只需要对所提方法作相应简化即可。

我国电价交叉补贴的现状、影响及解决方案探讨

电价交叉补贴作为电力普遍服务的手段之一,在保障居民基本用电等方面发挥了巨大作用,但随着居民用电量的不断增加,交叉补贴规模和缺口将进一步扩大,阻碍电力市场改革;在此背景下,通过研究发现我国每年工商业用户为居民用户提供超过3000亿的电价交叉补贴,且由于补贴方式、对象、标准及资金来源等缺乏精准设计,导致其带来非效率性和非公平性等影响,故需要妥善解决电价交叉补贴问题;最后,在研究电价交叉补贴影响的基础上,提出了交叉补贴附加费、阶梯电价以及电力普遍服务三种解决电价交叉补贴的思路,设计了具体解决路径,并比较了不同解决方案的适应性和政策有效性等。

不同市场环境下贵州省抽水蓄能电站的电价形成机制研究

在梳理我国抽水蓄能电站电价政策演变历程的基础上,针对贵州省电力市场的发展方向,制定了针对贵州省乌江流域抽水蓄能电站在不同电力市场环境下的电价形成机制,分别对现货市场形成前后电力市场环境下的电量电价和容量电价进行测算。结果表明,在不完善的电力市场环境下电站上网电价为0.351 5元/(kW·h),抽水电价为0.263 6元/(kW·h),站点容量电价为668.50~771.70元/(kW·a);在较完善的电力市场环境下峰谷电价差为0.331~0.504元/(kW·h),站点容量电价为586.17~689.37元/(kW·a),可认为现阶段未形成现货市场的情况下严格执行两部制电价是合理有效的,未来形成现货市场后将由市场竞争生成电价。

基于相似日筛选与组合深度学习模型的日前电价预测方法

准确的日前电价预测是市场运行和政策规划的基础,而市场披露信息是电价预测的重要依据。提出了引入Self-attention机制的CNN-GRU组合深度学习电价预测模型。首先,针对山西电力现货市场交易流程及日前电价形成机制,采用最大互信息系数法对市场披露的日前边界条件等信息数据进行特征提取,以确定电价关键影响因素及其权重系数。其次,基于加权灰色关联度的历史相似日筛选方法生成电价预测历史数据集,并挖掘电价及其特征的内部变化规律。然后,基于历史数据集,采用引入Self-attention机制的CNN-GRU模型得到预测电价。最后,通过算例验证了所提预测方法的有效性及准确性。

基于改进CEEMDAN-BO-LSTM的短期电价预测

电价预测对于国家电力市场的销售价格,电力调度和市场波动管理具有重要意义,但现有方法在电价预测的准确性上不理想.为了进一步提升电价预测的准确性,提出一种基于改进完全自适应噪声集合经验模态分解(ICEEMDAN),贝叶斯优化(BO)和长短时记忆网络(LSTM)的短期电价预测模型.ICEEMDAN将原始数据分解为多个本征模态函数(IMF)和一个残差序列,然后将IMF分量重构为高频,中频和低频三个子序列,将子序列和残差序列分别与相关因素结合,重构为四个多维特征矩阵,输入BO-LSTM模型进行训练,最后得到预测结果.用西班牙国家电网公司Red Electric Espana运营数据进行算例分析,结果表明ICEEMDAN-BO-LSTM模型具有更高的准确度,在电价跳跃点和峰值点处预测结果表现出色,与其他方法相比预测效果更好,对能源企业和国家电力市场调控策略具有实用价值.

短期电价预测的机器学习方法:现状、挑战与展望

随着全国统一电力市场的逐步建设,电价预测领域吸引了越来越多的学者关注。开发高效、精准的短期电价预测模型,不仅能够为电力现货市场的买卖双方提供决策支持,还能提升各方的风险控制能力,从而为建立高效统一的电力市场提供量化支撑。由于电力价格有随机性大、波动性高和时效性强等特点,将机器学习方法应用在短期电价预测领域能够综合考虑多方因素,能在较短的时间内拟合较为复杂的非线性电价数据,得到更为精准的预测结果。本文对基于机器学习的短期电力价格预测方法进行了综述,深入分析了各类方法在不同情境下的预测效果、适用性及其优势与不足,并对未来研究方向进行了展望。

输配电价改革背景下两部制电价的应用现状与发展前景

在输配电价机制改革的背景下,现有两部制电价无法合理反映电力用户真实用电成本的弊端逐渐显露.两部制电价机制承担着分配电力发电、输送、配电、出售电价空间和调节电力系统的资源等重要功能,亟需对现有两部制电价做出改进与完善.本文围绕两部制电价机制展开分析和讨论.首先,介绍两部制电价的基本理论和计费比例,研究基于不同负荷率和电压等级分摊输配电成本的方法.然后,针对两部制电价的收取方式,分别对负荷率套餐、分时电价等电量电价机制以及电费和负荷调整、改进计价比例等基本电价机制进行总结归纳.在此基础上,结合美国、法国、日本等国外两部制实践经验,分析两部制电价机制理论的执行方式.最后,提出我国两部制电价机制的未来发展方向和建议.

电气化铁道电价收费方式的探讨

介绍现阶段我国电气化铁道电价收费的3种模式:两部制电价、分时电价和最大用电量电价,并对3种收费模式中存在的问题进行分析,在此基础上提出两种新型的电价收费模式:变压器利用率电价和精细容量电价及其计算方法。

基于电力市场化的抽水蓄能电站电价收益研究

为了对现行两部制电价下抽水蓄能电站的整体收益情况进行评估,以及对今后电价机制进一步优化和发展的方向进行探索,梳理了国内外抽水蓄能电站的相关政策以及电价机制发展脉络,构建了两部制电价下抽水蓄能电站参与电力市场后的收益模型,并以山东省某抽水蓄能电站为例进行了分析计算。实例表明:两部制电价可顺利衔接电力行业市场化改革后的主辅市场,有较强的可行性与适应性;抽水蓄能电站在成熟的电力市场中,能够通过优化运行策略获得可观收益;应适时研究电价机制衔接市场化改革,加快辅助服务市场建设,使抽水蓄能辅助服务价值能够充分体现。

基于输配电价的用户定价策略选择模型的构建

近期,国家发展和改革委员会下发了第三监管周期省级电网输配电价,并调整了两部制电价执行的范围,对符合条件的用户赋予了选择执行单一制、两部制输配电价定价策略的选择权,而如何选择定价策略可以更具备经济性,成为困扰用电客户的难题。为此,基于当前的输配电价及相关电费计算规则,分析影响用户定价策略选择的关键因素,定义相关参数作为变量,根据现行输配电价计算定价策略经济性临界曲线,构建了一套输配电价定价策略比选模型,并通过典型用户对模型进行了验证,为用户科学合理选择输配电价定价策略提供了一套可行的方案。

电价形成机制、电价改革思路与确定方法

提出了电力供求与电价互动、电力市场竞争与监管互补、电价链各环节电价互联三位一体化的电价形成机制;论述了上网电价、输配电价、销售电价改革思路与确定方法。

厂网分开与电价管制

我国厂网分开后的电价管制包括上网电价、输电价、配电价和终端销售电价的管制,由于终端销售电价将与上网电价实行联动,终端销售电价又是在上网电价、输配电价的基础上形成,所以电价管制的重点是上网电价和输配电价的管制。上网电价实行两部制电价,容量电价由政府制定,电量电价在竞争中产生,所以上网电价管制的重点是容量电价的确定、以及容量电价与电量电价的综合优化问题。本文将主要对我国现有上网电价形成机制中存在的问题、我国厂网分开后的上网电价的管制、西方国家输配电价管制的主要方式、我国厂网分开后输配电价的管制方式等问题展开论述。

浅谈深圳输配电价改革

输配电价改革是电价改革的核心内容之一,建立独立、规范、透明的输配电价机制,有利于政府加强对电网企业成本和收入的监管,有利于激励电网企业降低成本、提高效率,有利于促进电网健康发展,同时也是深化电价改革,推进电力市场化改革的必然要求。近年来广东省在输配电价改革方面进行了研究和尝试,但由于受各种因素的制约,独立规范的输配电价机制仍未建立,迫切需要进一步推进输配电价改革。深圳市以其良好的改革基础。

准确理解煤电容量电价机制

根据2023年国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称《通知》),从2024年1月1日起,现行煤电单一制电价调整为两部制电价,容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整。这对于理顺煤电价格形成机制,科学反映成本构成,更好发挥煤电行业的基础保障性和系统调节性作用,助力我国电力和能源系统安全转型具有重要意义。

考虑负荷率的峰谷分时电价模型

针对峰谷电价与负荷率电价的配合问题,构建了适合于大、中工商业及其他用户的考虑负荷率的峰谷分时电价模型。首先,对电力系统运行特性及供电成本展开分析,在电力系统最优规划与运行的假设条件下,建立了电力系统及负荷率分档用户的边际容量成本和边际电量成本模型。然后,应用边际成本与两部制定价理论,计及电压等级价差,构建了负荷率分档的峰谷分时电价模型。该定价模型综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,具有较好的经济效率与公平性。最后,算例验证了该模型的合理性。

极端天气场景下基于天气衍生品的电价风险管理

极端天气会导致线路跳闸,发电能力损失,负荷激增。市场环境下用户将承受高昂电价冲击,危及社会稳定。此时抑制电价飙升,管理电价风险十分重要。为此,设计了一种基于电价和发电损失容量的电力天气衍生品,可有效管理电价风险。首先,依据风险分解结构原理从源网荷及发电商报价角度分析了极端天气对电价的影响。其次,设计了考虑电价、天气为执行条件和基于损失容量与电价为收益函数的天气衍生品,并从理论层面分析了其效果。最后,结合预期效用最大化目标和电力市场出清模型进行发电商决策与电价模拟,使用条件风险价值(CVaR)指标评估了电价风险及衍生品效果。结果显示,所提电力天气衍生品使极端天气对发电商收入的冲击降低80%以上,用户电价均值降低约0.2%,用户电价风险降低20%以上,说明可有效控制电价风险,助力电力市场建设以及新型电力系统构建。

发电企业上网电价定价模型及其对利润的影响分析

在电力工业中电价是核心,它牵动着电力生产、交易和消费的各个环节。上网电价是电价链的起点,它以发电成本为基础,但不同的上网电价定价方式,在一定程度上会影响发电企业的利润。利用会计理论和技术经济方法分别给出了按经营期和会计成本测算的上网电价定价模型,并在此基础上分析了两种模型对发电企业利润的影响。最后,通过算例对两种定价模型进行了具体的敏感性分析和对比分析,得出了有关结论:当内部收益率与资本金利润率增长相同的幅度时,经营期电价的增长幅度要大于会计成本电价的增长幅度,但二者的利润增长幅度相差不大,并且经营期利润的增长速度先快后慢,而会计利润几乎以同样的速度增长。

居民电价与节能关系探析

居民用电快速增长的态势和高峰用电的特点决定了其开展节能的重要性。现行的居民电价机制尚未把节能作为核心的政策目标,因此需要改革现行居民电价机制,促进居民用户主动节能。居民用户的广泛性和复杂多样性决定了利用电价杠杆是调节居民节能的最有效手段。从居民节能的意义、居民电价机制和节能之间的关系、现行居民电价机制存在的问题进行了分析和探讨,并从节能角度对现行居民电价机制需改进的方面提出建议。