电网代理购电业务发展及辅助决策支撑关键技术探析

电网代理购电是我国电力市场开放进程中的一项重大措施,是国家发改委、国家能源局部署的一项重要工作。本文论述电网代理购电的有关内容,包括代理购电政策及其作用,代理购电流程,代理购电辅助决策系统,代理购电价格形成方式,代理购电电量预测技术等,对代理购电工作具有一定的指导意义。

电网企业代理购电风险及其策略优化研究

为进一步推动电力市场化改革,未入市工商业用户由电网企业代理参与电力交易;然而,代理购电用户用电随机性强,在常规中长期交易中易产生较大偏差电量。对此,借鉴售电公司的中长期与现货市场协同交易模式,分析电网企业代理购电与之在决策目标和决策组成方面的差异,并建立代理购电业务的风险体系;在此基础上,提出计及代理购电特性的风险评估指标,以该项指标为目标函数,建立代理购电决策的优化模型,设计改进粒子群算法实现月度市场与日前市场购电量的快速有效分配。根据某区域工商业用户数据验证所提模型的有效性,仿真结果表明,模型通过计及代理购电特有的剩余电量可显著降低条件风险价值,且改进粒子群算法将计算时间缩短近20%。

计及购电需求不确定性的微电网能源竞价交易模型

微电网可以将发电高峰期盈余的可再生能源出售来促进可再生能源消纳并获取最大收益。采用拍卖机制确定交易价格,但交易过程中购电需求的变化也会对可再生能源消纳及微电网收益产生影响,为此,提出一种计及购电需求不确定性的微电网能源竞价交易模型。首先采用统一价格同步向上叫价拍卖机制进行定价,并提出了拍卖机制的改进方案来平衡用能消费者的对不同时段的拍卖需求;考虑到用能消费者的购电需求不确定性,采用鲁棒线性优化算法来规避不确定性参数对最优解的影响。最后通过MATLAB软件仿真分析,证明了该模型能够最大限度地提高可再生能源的出售率及微电网的收益。

基于双层委托代理的电网代理购电最优合同设计

为有效传导一次能源成本,工商业用户现已全部进入电力市场,不满足直接市场交易条件的用户由电网代理购电参与市场,并逐步缩小电网代理购电范围。为满足当前市场需求,需要设计电网代理购电最优合同,考虑用户选择电力市场代理商的决策,并激励用户授权售电公司参与市场。依据委托代理理论,提出了基于双层委托代理的电网代理购电最优合同设计,上层电网-用户委托代理模型描述了电网在用户收益最大化目标函数下的代理购电最优合同设计。下层用户-售电公司委托代理模型描述用户授权售电公司参与市场的博弈行为,并以此作为上层模型的用户激励约束。最后,通过算例验证了所提出模型的可用性,并基于对模型参数与优化结果的影响分析给出了模型参数测算和基于用户画像应用不同的电网代理购电合同的建议。

基于代理模式的市场化购电月度平衡机制研究

随着中国电力体制改革的深入,燃煤发电上网电价由市场形成、电网公司组织开展代理购电都标志着市场化改革进入了新的阶段。在未实际运行现货市场的省市地区,由于燃煤机组基数电量的取消,电力市场缺乏处理月度偏差电量的补充机制。在目前代理购电背景下,分析了中长期发电侧和用电侧的电量构成,阐述了中长期月度电量偏差产生的原因,构建了月度市场化购电的模型,提出了3种处理偏差电量的月度平衡机制。通过对华东某省级电网进行算例仿真,分析了不同方法的特点和适应性;最后结合中国电力市场的发展需求,对构建过渡期的市场设计提出了相关建议。

电价改革形势下电网企业代理购电风险分析及应对策略研究

为改变电力短缺的现状,继续全面深入推进电价市场化改革,电网企业逐步进行用电侧改革,积极组织开展代理购电业务。在调研电力代理购电业务相关政策规则的基础上,分析了代理购电业务关键信息以及业务开展过程中可能遇到的不确定因素,对代理购电业务全流程风险进行识别;设计了电网企业代理购电业务全流程风险指标体系,构建了代理购电业务风险综合评估模型,实现全方位的风险感知与评估;最后,提出了电网企业应对风险的策略,以期为电网企业代理购电业务的开展提供理论指导。

计及配额考核约束的发电商与大用户直购电博弈优化模型

在大用户直购电交易中,实施可再生能源配额制(renewable portfolio standard,RPS)会引发绿、火电商之间市场力不均等的竞争性售电,大用户也需应对负荷平衡与RPS考核的双重压力。为解决多发电商竞价与多大用户直购电交易的耦合优化决策问题和实现多主体共赢,建立了RPS驱动下绿、火电商竞价和大用户直购电的双层博弈优化模型。外层多发电商构成非合作博弈,各发电商通过博弈竞价以获得大用户更多的购电;内层多发电商和多大用户构成主从博弈,各发电商优化报价以满足售电利润最大,各大用户优化购电方案满足RPS考核并降低交易成本,实现供需双方共赢。采用KKT条件和不动点型迭代算法求解优化模型,仿真结果表明,RPS驱动和博弈竞价机制可提升绿电商竞争力,并降低了用户交易成本;但当RPS配比上升到一定程度时,大用户博弈能力削弱,交易成本反弹。该方法可为RPS下大用户直购电策略优化提供决策参考。

考虑供需不确定性与价格波动的电网企业代理购电优化决策

随着电力市场化改革向纵深发展,推进工商业用户全部入市成为当前改革的重点,不具备入市条件的部分中小微用户暂由省级电网企业代理购电。为解决省级电网企业代理购电用户类型多、用户量大、单个用户电量小和风光等优先发电功率随机波动带来的供需不确定性,多市场空间和时间差异带来的价格预测复杂,电网企业代理购电承担保供应、稳成本和促消纳的多重责任带来的决策协调困难等问题。综述了国内外已有研究成果,厘清了解决上述3个问题的思路与流程,引入不确定性分析与价格波动率量化方法,建立了考虑供需不确定性与价格波动率的全年购电优化决策模型。在此基础上,基于案例省份数据构造了基础算例,量化分析了供需不确定性和价格波动对全年购电成本的影响敏感性,得出了供需不确定性波动比价格波动对成本的影响更大的结果,验证了所提方法在省级电网企业代理购电参与年度、月度、月内和现货等多时间尺度市场购电优化决策时的适用性和可行性。

代理购电业务发展及辅助决策支撑关键技术研究

针对电网企业代理购电系统在现货市场条件下各类型交易品种组合购电策略、量价预测方面存在的局限,从代理购电业务的发展出发,提出了基于数据驱动的代理购电交易数据回溯分析方法,在交易复盘的基础上利用多维属性增强的深度强化学习完成交易价格申报优化重构。此外,考虑突发疫情、季节变化等随机因素,利用伪量测训练方法对样本数据进行分析复盘,提出基于深度神经网络技术的代理购电交易优化决策方案。今后除明确代理用户的用能特性外,还应加强相应仿真推演平台的建设,以精准分析市场交易过程。

计及风险的电网企业代理购电中长期分时段滚动交易决策方法

我国推动全体工商业用户进入电力市场,电网企业成为代理暂未进入电力市场用户参与交易的核心主体。考虑代理用户需求电量与市场价格的不确定性,在多时间尺度、多品种的中长期交易中合理分配购电比例,有效降低综合购电成本是电网企业提高其营销服务能力的核心策略。基于与现货市场有效衔接的中长期分时段交易机制,建立了包括年度、月度、月内的电网企业中长期交易滚动优化决策模型;考虑多时间尺度交易数据频次的差异性,通过混频波动预测模型确定交易量、价预测偏差的波动率,并借助蒙特卡洛模拟进行多场景抽样求解,以寻求电网企业参与中长期交易过程中风险与成本的合理决策。最后通过算例分析验证了所建模型与方法的有效性,为电网企业降低交易风险、制定多市场组合交易策略提供了有效的参考。

代理购电政策下电网双轨制不平衡费用评估

以含大规模外来电和复杂电源结构的电网为对象,以电网代理购电和现货市场为背景,提出了考虑风光发电波动性的双轨制电力电量平衡分析模型、基于火电负荷率的现货电价简化模拟模型,进而基于不平衡电量和双轨制电价构建了不平衡费用评估模型。通过上述模型,可有效评估双轨制不平衡电量和费用的规模、性质、分布特征,量化电网两类代理购电用户的购电成分,测算“以用定发”机制下优先发电的保障性收购和盈利变化等情况,进而为相关决策提供依据。最后,通过对电网双轨制不平衡费用的评估分析验证了所提方法的有效性。

基于区块链与预测的电力市场需求侧购电策略

中国电力市场化改革已进入关键时期,为还原电力商品属性,打破企业垄断,引入企业竞争,实现提高能源利用效率、优化资源配置、降低用电成本的电改目标。文章利用区块链不可篡改、去中心化的技术特性,通过优化共识机制提高数据安全性及交易速率,采用GRU算法的组合预测模型对未来电价与负荷及电站发电量范围进行区间预测,并将预测结果应用于电力市场日前购电中,最终组合成一个电力市场交易的智能合约。基于IEEE30节点的算例仿真结果表明,本文所提出的策略能大幅降低需求侧用户购电价格,为电力市场化改革提供参考。

基于分层时序生产模拟的省级电网公司年度购电策略优化方法

为充分计及省内清洁能源与发电能力对省外购电的影响,合理约定购电分月计划及外购电曲线,提出基于一种分层时序生产模拟的省级电网公司年度购电策略优化方法。探讨了两级市场下电网公司年度购电的优化框架与挑战。引入省内水库跨月协调运行与省外购电功率的全年模拟,兼顾年度电量分解与月度市场电量增购的协调,采用分层建模策略,将时序耦合的生产模拟分解为上下两层时间精度不同的全年优化问题,构建了综合购电成本最低的分层时序生产模拟模型,上层为火电日开机容量优化问题,下层为多源时序出力优化问题,并以火电机组日出力区间作为上层至下层的传递量。最后,基于某省数据构造算例,验证了所提方法可实现全年资源与购电联合协调优化的精细建模和高效求解。

考虑网内与网外购电计划差异的月度最优外购电模型

计及市场电价、水电生产、负荷需求的不确定性因素,结合外购电计划给网内系统带来的峰荷与谷荷状态可能都不满足调峰要求,以及局部线路和潮流断面的传输功率可能越限的问题,建立了省级电网月度最优外购电模型。模型的目标函数为全网购电费用及半绝对离差风险价值二者均最低,约束条件重点为月峰荷、谷荷2种负荷状态下的系统调峰约束和电网支路及断面直流潮流安全约束。采用非序贯蒙特卡洛模拟法模拟模型中的不确定性因素,结合线性加权和法与线性规划法求解购电组合中的多目标线性规划问题。以重庆电网为例,仿真分析了低谷调峰、网络安全约束及节点负荷电力不确定性对外购电计划的影响,验证了所建模型的有效性和实用性。

电网代理购电模式下供电企业财务成本核算体系及风险防控机制研究

全面落实国家电力市场化改革要求,规范开展代理购电价格管理工作,实施发用两侧分类属性管理,厘清代理购电业务管理流程,准确预测代理购电价格水平;建立健全信息公开披露制度,定期发布代理购电价格,确保代理购电价格信息公开透明;深化应用多维精益管理变革,有序推进购售电分类核算、精准计量,有效支撑代理购电价格精准预测,促进各业务高效协同、数据同源、管理精益。

面向电网企业代理购电的行业精细化电价定价机制

为促进产业结构优化升级,中国进一步推进用电侧电价改革,取消工商业目录电价,施行电网企业代理购电。剖析了中国行业精细化电价定价机制设计的关键问题,分析了国内外售电模式的优势和不足,以及电网企业代理购电背景下的行业精细化电价定价机制需求。进而,探讨了基于行业属性和综合评价的行业精细化电价定价方法,从行业用电、用能特性等多方面实现电力用户的综合评价,提出基于多样化电价属性的行业差异化电价体系和基于用户综合评价排名分级的精细化电价定价模型,旨在实现社会经济要素的优化配置。最后,以中国浙江省某市电力用户实际负荷数据进行实证分析。结果表明,基于用户综合评价的行业精细化电价定价机制能够形成适合行业特征与用户等级的差异化电价,能够为电网代理购电定价和用电侧电价改革提供参考。

电网企业代理电力用户参与市场购电业务分析与问题探讨

电力市场化发展将涵盖所有电力用户,为确保负荷侧电力“保供稳价”并逐步向市场化过渡,电网企业代理非市场化电力用户参与市场是特定时期维护居民、农业等电力主体用电权利的举措。结合购电业务开展的背景,介绍了代理购电业务参与各市场类型的顺序和流程,剖析代理购电业务组成及开展方式;结合当前电力市场发展情况,分析代理购电业务开展遇到的难点和问题,并对应给出了机制、技术以及管理方面的思考,为后续代理购电业务发展提供思路;结合代理购电业务实际开展需求,对电网企业代理非市场化电力用户参与市场给出建议和展望,为起步中的电网企业代理购电参与市场交易业务提供参考。

基于CVaR的电价敏感用户组合购电风险模型

智能电网背景下的实时定价机制可以提高整个社会的福利水平,而对于电价敏感用户则具有两面性,机遇与挑战并存。以条件风险价值(CVaR)为风险测度,建立了电价敏感用户为规避购电风险在电力金融市场与现货市场进行组合购电的优化模型,并针对模型中的非光滑函数提出一个新的一致光滑逼近函数,将模型转化为光滑凸规划问题。仿真分析验证了模型的合理性与算法的有效性。

面向多时间尺度市场交易的电网企业代理购电决策模型

电网企业在多时间尺度电力市场中分配购电量时需要跟踪代理购电负荷和市场价格的变化,评估市场交易价格波动、实际负荷波动和需求响应多重不确定性导致的风险。为此,提出了面向多时间尺度市场中考虑用户需求响应的电网企业代理购电决策模型。首先,分析了电网企业参与的电力市场购电的交易策略,建立电网企业在多时间尺度市场代理购电策略的收益与风险模型。然后,采用场景分析法模拟实际负荷波动对本月购电量的影响,并基于投资组合理论构建电网企业代理购电电量分配优化模型。最后,采用浙江省现货市场试运行实际数据和需求响应演练数据进行仿真分析。结果表明,所提出的电网企业代理购电决策模型能有效降低风险,并能根据电网企业不同风险偏好和负荷预测精度分配其在多个不同时间尺度电力市场的购电比例。

电网企业代理购电之“代理”辨考——基于国家发展改革委两份通知的法理分析

为加快推进电价市场化改革,完善主要由市场决定电价的机制,国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》,推出了电网企业代理购电这一举措。电网企业代理购电虽然包含有“代理”一词,但并非民事法律规范上的民事代理,而是在用户销售电价形成机制上的政府定价行为。厘清电网企业代理购电的行为性质,有利于避免实际工作中的偏差。