峰谷分时电价调整对夏季高温负荷影响分析

研究峰谷分时电价调整对湖北省夏季高温负荷的影响。在抽取分时电价调整前后的夏季典型高温日负荷曲线数据基础上,建立了分时电价对负荷影响分析测算模型,开展了湖北省2021年以来二次峰谷分时电价调整对总体用电、不同用电类别及工业重点行业用电负荷影响的定量分析,为峰谷分时电价的进一步调整优化提供了参考依据。

考虑峰谷分时电价的风储联合发电系统跟踪风电计划出力控制策略

风电场配置电池储能系统(Battery Energy Storage System,BESS)是提高风电场调度计划精确度的有效手段。为提高风储联合发电系统跟踪调度计划出力能力、增加BESS收益,文章提出了一种基于模型预测控制(Model Predictive Control,MPC)和双层模糊控制的BESS跟踪风电计划出力控制策略。首先,基于MPC方法建立了以并网功率与计划出力偏差、储能系统剩余容量偏离理想值最小为目标;其次,结合BESS实时荷电状态(State of Charge,SOC)与风电功率计划值动态跟踪需求,通过引入第一层模糊控制规则,实时调整目标函数中的权重系数,以获得最佳跟踪效果。同时,为提高BESS收益,结合SOC和峰谷分时电价,采用第二层模糊控制规则,对BESS的充放电功率进行修正;最后,在风储联合发电系统实验平台上对所提控制策略进行了验证,仿真结果表明,与传统MPC方法相比,所提控制策略提高了风储系统跟踪计划出力能力,避免了BESS越限,具有良好的峰谷套利收益。

考虑风电消纳的峰谷分时电价模型研究

在充分发挥电力可靠性管理在电力供应保障工作中的基础性作用目标大背景下,考虑我国部分区域风电消纳不足和调峰能力有限所导致的电力结构不稳定,构建发电侧与需求侧联动的峰谷分时电价模型,探索出一种电网向发电企业收取“过网费”、需求侧与发电侧直接交易的新模式。该模型根据电力需求价格弹性矩阵计算实施峰谷分时电价后的电力负荷,构建发电侧与需求侧约束条件,以火电机组平均发电成本为目标函数,综合考虑风电消纳影响,采用粒子群算法进行模型求解,并通过输配电价连接上网电价和用户电价,输电损耗电量连接发电量与用电量,达到发电侧与需求侧的联动。算例分析表明,所建立的模型能更好地消纳风电,同时也提高了火电机组发电功率的稳定性和经济性。

模糊关联优化下的峰谷分时电价自适应决策模型

针对供电方与用户矛盾较大的问题,提出了模糊关联优化下的峰谷分时电价自适应决策模型。根据电力用户不同用电需求,模糊化处理峰谷时段数据,在平衡供电方和用户利益的基础上,确定模糊关联优化下的峰谷时段。通过减小峰谷时段电价,制定调整电价上下浮动比例的方案。通过对电力需求侧的管理,指导电力用户合理用电,是解决电力供需紧张、维护电力市场稳定的一项重要措施。

青海省发展和改革委员会关于进一步优化调整我省峰谷分时电价政策的通知(青发改价格[2023]775号)

各市、州发展改革委,国网青海省电力公司,各相关企业:为加快打造国家清洁能源产业高地,进一步促进新能源消纳,推动企业节能降耗,助力实现“双碳”目标,更好发挥分时电价信号作用,引导企业用电削峰填谷,现就调整我省峰谷分时电价政策有关事项通知如下.

湖南省居民峰谷分时电价方案研究

针对湖南省电网消费结构问题,提出居民分时电价方案策略,以居民用电负荷数据为基础,应用层次聚类方法,划分居民用电峰谷时段。基于居民用电需求异质性,构建需求价格弹性模型,综合考虑优化负荷特性价差等合理条件,在现行居民阶梯电价政策基础上调整电价价差,获得最优分时电价方案,引导居民合理用电,提升湖南电力系统运行效率。

峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用

针对“厂网分开”后我国电力市场的现状分析了与峰谷分时电价相关的各方成本和效益,分别建立了电网公司、电力用户、发电公司和全社会的成本效益分析模型,并详细介绍了成本效益分析的计算流程。算例分析结果表明利用所提出的成本效益分析模型可得出确保各参与方的益本比均大于或等于1的“削峰填谷”电量临界值。研究成果可为各参与方分析峰谷分时电价方案的可行性提供参考。

上网侧与销售侧峰谷分时电价联动的理论及应用

考虑到现阶段暂时还不能实施竞价上网的情况,为激励供电企业执行销售侧峰谷分时电价,提出上网电价与销售电价联动的经济学优化模型,并进行应用分析。首先探讨销售侧峰谷分时电价测算方法;在此基础上,分析目前所实施的峰谷分时电价带来的销售侧(供电企业)和发电侧(发电企业)间经济利益的不均衡问题;分析给出了从成本侧推算上网峰谷分时电价的理论方法;研究并确定上网侧和销售侧峰谷分时电价的数量关系(数学模型);进行实例分析,提出联动方案的建议。

以节能调度为导向的发电侧与售电侧峰谷分时电价联合优化模型

针对中国现阶段还未全面执行电力竞价上网的实际情况,以节能调度为导向,基于需求侧响应,考虑发电机组的上网电量及其在峰、平、谷时段的电量分配问题,在保证发、供、用三方均能从峰谷分时电价中受益的前提下,以实施峰谷分时电价后平均发电能耗成本最低为目标函数,建立发电侧与售电侧峰谷分时电价联合设计的优化模型。在建模过程中,根据各类机组在发电过程中所排放污染物带来的经济损失,为发电机组设置环境价值参数,并给出环境价值参数的确定方法。最后,应用遗传算法给出该优化模型的求解步骤。算例结果表明该优化模型的可行性和有效性。

峰谷分时电价下的用户响应行为研究

在基于消费者心理学原理建立的峰谷分时电价下用户响应模型的基础上,根据峰谷分时电价制定过程需要,准确把握用户响应特性的需求,基于加权最小二乘法建立了用户响应度曲线的参数辨识模型;提出了用户真实响应度曲线的获取是一个利用历史数据反复修正的过程,并解决了分段线性的响应度曲线的拐点处理问题;然后针对峰谷电价不同实施情况的用户,制定了峰谷分时电价下用户响应行为的实时仿真流程,并用实例说明了上述模型的有效性和优越性。

基于DSM的峰谷时段划分及分时电价研究

峰谷分时电价是现阶段一种有效的需求侧管理 (DSM)手段 ,有利于削峰填谷 ,其效果依赖于科学的峰谷时段划分和合适的分时电价。基于负荷曲线分布分析 ,利用模糊半梯度隶属度函数方法 ,从负荷曲线上各点分别处于峰时段和谷时段的可能性入手 ,提出了一种含有用户对分时电价反应度分析的分时电价模型 ,通过对该模型需求侧管理的目标函数进行优化 ,得到了最优化的峰谷时段划分及其相应的分时电价定价方法。对一个算例进行了仿真、分析 ,说明了此种方法的可行性。

发电侧与供电侧峰谷分时电价联动的分级优化模型

实施峰谷分时电价,可以改变用户的用电特性,达到移峰填谷、降低发供电成本、提高能源使用效率的目的,但同时也带来供电公司收益减少的风险。为此,提出了发电侧与供电侧分时电价联动的2级优化模型。该模型分2级进行优化:首先基于用户价格反应度矩阵,对供电侧峰谷电价进行优化,使其负荷曲线达到最优;然后对发电侧峰谷电价进行优化,以平衡发电公司与供电公司之间的成本效益,达成发电侧与供电侧价格联动。算例表明,所建立的分级优化模型能合理地分配发、供电实施峰谷分时电价的利益和风险,促进这项措施的顺利实施。

发电侧峰谷分时电价设计及电量分配优化模型

构建发电侧与售电侧峰谷分时电价联动机制有利于平衡发电公司和供电公司之间的利益,但必须建立在定制出合理的上网定价机制的基础上,因此有必要研究发电侧分时电价问题。从发电成本的角度考虑,采用两部制电价对发电侧峰谷分时电价进行研究。应用会计成本法计算发电侧容量成本,并根据发电容量确定峰谷分时容量电价;根据发电厂煤耗等变动成本确定发电侧峰谷分时电量电价,从而得到发电侧峰谷分时电价;构建各时段各发电厂的电量分配优化模型。通过算例分析证明所提出的发电侧峰谷分时电价设计机制及电量分配优化模型是可行的。

销售侧分行业实行丰枯峰谷分时电价初探

在用户电量电价弹性矩阵的基础上探讨制定与各行业电力用户电价响应情况相一致的分行业丰枯峰谷分时电价的方法。通过建立各用户行业的丰枯季节电价弹性矩阵和峰谷分时电价弹性矩阵,依据各行业电力用户的调查数据建立分行业的丰枯季节电价与峰谷分时电价的电量转移成本函数与获益函数。通过求取两函数的交点,得到各行业电力用户在电量转移成本约束下达到电量转移极限所需的丰枯峰谷分时电价调整比例。最后将所提出的方法应用于云南电力系统,应用结果表明,不同行业电力用户达到电量转移极限所需的电价调整量存在较大差异性,以及针对不同用户行业的用电特性实施不同的丰枯峰谷电价的必要性。

提高电能使用效率的可中断电价与峰谷分时电价的联合优化设计

在发电侧竞价上网的情况下,供电公司通过实行可中断电价可以适当规避购网电价剧烈波动的风险。但我国发电企业并未实施竞价上网,供电公司购网电价由政府制定,相对比较稳定,故实行可中断负荷管理对供电公司缺乏一定的激励机制。本文首先根据估算的用户缺电损失确定可中断电价;随之提出用户可中断电价响应系数的概念,对已确定的可中断电价进行调整;然后根据经济学中供需理论,将可中断电价与峰谷分时电价相结合,在分析供电公司成本和效益基础上,建立联合优化模型,采用分解算法进行求解。算例分析表明,该模型既能使供电公司与用户的利益不受损害,又可解决当前可中断电价缺少激励机制的问题,非常适合我国当前的电价改革模式。

需求侧峰谷分时电价对供电公司购售电风险影响分析模型

供电公司购电风险主要表现为现货市场发电电价的不确定性,售电风险表现为峰谷分时电价及其对负荷变化影响、对销售电量影响的不确定性。一般来说,现货市场电价与需求侧负荷水平呈正相关关系,负荷水平越高,现货市场发电电价也越高。峰谷分时电价可以降低高峰负荷需求,从而降低发电高峰电价,降低供电公司购电成本。但是,分时电价同时也减少了供电公司的高峰电价段的销售电量,使得高峰时段售电收益下降。本文建立数学模型对此风险进行分析,算例分析表明,合理确定电价差率以及合约市场购电比例,可以使供电公司有效地规避市场风险、提高经营效益。

基于电力资源优化配置的发电侧峰谷分时电价研究

在分析发电侧峰谷电价与峰谷电量关系的基础上,分别提出了在实行发电侧峰谷分时电价情况下,保持平均上网电价不变和保证发电机组收入增量处于某一水平的必要条件。然后将发电机组的上网电量及其在峰、平、谷时段的电量分配问题纳入到发电侧峰谷分时电价的优化设计中,并以发电总耗能最低为目标函数,建立了发电侧峰谷分时电价设计的优化模型。在此过程中,根据不同类型机组的相对环境价值设置了发电机组收入增量参数。算例结果表明了该优化模型的有效性。

供电公司实行峰谷分时电价的风险价值计算模型

首先采用风险价值(value at risk,VaR)方法根据历史数据计算出各月峰谷时段用电量的历史序列,并在一定的置信度下对谷段和峰段的用电量进行预测;然后采用区间数学方法构建了风险评估模型,以便对供电公司实行峰谷分时电价的风险进行衡量;最后采用该模型分析了某供电局的历史数据并衡量了其实施峰谷分时电价的风险,结果表明该模型不仅是有效的,而且还可以使需求侧管理更具可操作性。

我国峰谷分时电价的状况分析

分时电价作为电力需求侧管理的重要手段之一, 在世界各国电力工业经济管理中正在发挥着越来越大的作用运用分时电价可以实现削峰填谷、移峰平谷, 减缓发电侧电力投资, 提高供电可靠性, 减少用户电费等。近年来我国电力紧张局面日益严重, 国家大力推广了电力需求侧管理政策, 很多省份的分时电价制度也正在大力调整和推广。为研究峰谷分时电价的未来发展趋势, 本文在总结各地峰谷分时电价政策基础上, 对峰谷分时电价现状进行分析, 对各省分时电价时段划分、峰谷电价比等相关情况进行了统计和比较, 总结了分时电价调整出现的新变化和新趋势, 对分时电价未来的发展做出预测, 结论对供电企业运用分时电价政策、规避负荷波动风险可以提供理论上的参考。

峰谷分时电价定价模型研究

能够正确反映电力生产成本和供求关系的峰谷分时电价是实施电力需求侧管理(DSM)的重要手段。借鉴国内外先进经验,分析了峰、平、谷各时段电价的确定方法及用户需求响应,建立了一种综合考虑需求侧与发电侧电价联动和电力需求价格弹性的峰谷分时电价定价模型,并详细介绍了该模型的仿真流程。算例仿真分析表明该模型是切实可行的,它有利于减小电网高峰负荷,改善负荷曲线。