Energy-Efficient Operation of Water Systems through Optimization of Load Power Reduction in Electricity Markets

Demand response(DR) is gaining more and more importance in the architecture of power systems in a context of flexible loads and high share of intermittent generation. Changes in electricity markets regulation in several countries have recently enabled an effective integration of DR mechanisms in power systems. Through its flexible components(pumps, tanks), drinking water systems are suitable candidates for energy-efficient DR mechanisms. However, these systems are often managed independently of power system operation for both economic and operational reasons. Indeed, a sufficient level of economic viability and water demands risk management are necessary for water utilities to integrate their flexibilities to power system operation. In this paper,we proposed a mathematical model for optimizing pump schedules in water systems while trading DR blocs in a spot power market during peak times. Uncertainties about water demands were considered in the mathematical model allowing to propose power reductions covering the potential risk of real-time water demand forecasting inaccuracy.Numerical results were discussed on a real water system in France, demonstrating both economic and ecological benefits.

面向电力现货市场的独立储能经济性分析与容量补偿机制探索

新型储能技术的快速进步为提升电力系统灵活性提供了更多技术选择,也为构建竞争性灵活资源市场提供了条件。国外部分独立系统运营商为适应储能物理特性,在能量市场、辅助服务市场、容量市场、输电资产方面做了机制探索;国内一系列电力体制改革文件强调探索容量补偿机制以鼓励新型储能投资建设,但国家层面尚未出台针对新型储能的容量补偿政策。结合主流新型储能技术经济参数与国内典型地区现货市场价格曲线,测算了现货市场环境下各类新型储能经济性差异与未来趋势,并基于国内外容量补偿机制经验与研究成果,研究不同容量补偿机制情景下容量电价对提升新型储能经济性的作用。研究发现,以锂电池为代表的新型储能已开始显现相对于抽水蓄能的经济性,赋予新型储能独立市场地位,鼓励其参与电力现货市场,有助于降低新能源发电系统消纳成本。然而,目前新型储能参与电力现货市场仍面临阻碍,为此在容量补偿、现货与辅助服务市场建设等方面给出了政策建议。

考虑碳交易下虚拟电厂参与现货市场竞价和调度策略

以虚拟电厂参与电力现货市场竞争的博弈过程为研究对象,求解以虚拟电厂总收益最大为目标的虚拟电厂参与现货市场的最优购、售电策略;并在日前市场成交电量的基础上,设计以偏差考核成本最小为目标的虚拟电厂参加实时市场的优化调度策略。最后通过算例验证了售电公司采用虚拟电厂聚合方式能够通过对分布式能源调度控制来增加在购售电决策时的灵活性,从而提高自身运营收益,为售电公司组合资源提供了技术支撑。

基于藤Copula理论的海上风电建模及电力市场运行分析

海上风电因具有更高的发电利用小时数,将成为中国实现“碳中和·碳达峰”的重要技术选项。随着海上风电装机容量的不断提升,其出力的间歇性、波动性将对电力系统的安全稳定和电力市场的经济运行造成显著影响。为刻画不同站点间风速的相关性,基于藤Copula理论对海上风电的出力进行建模,并利用C藤Copula函数构建多风电场出力的联合分布模型。在此基础上,提出基于共识聚类的电力市场典型阻塞场景构建方法,并采用简化的中国广东省电网架构数据开展算例仿真计算,对大规模海上风电并网前后电力系统的发电结构、碳排放量、市场电价等关键指标的变化进行实证分析。

现货市场中实现保供目标的容量补偿定价方法

为解决电力现货市场环境下的电力系统装机充裕度不足的问题,提出一种实现电力系统保供目标的容量补偿定价方法。首先,根据保供要求的电力系统可靠性标准,构建基于内部收益率评估的机组投资、退役决策模型;其次,通过“机组电能市场收入评估、机组容量补偿收入评估、投资退役决策”的迭代,确定目标年份市场中分类型机组的预期装机;然后,计算目标年份的可靠性指标,根据可靠性指标与标准的偏差调整容量补偿价格,使得发电充裕度能够满足目标年份系统的可靠性标准。算例结果表明,所提定价方法能够在保证电力系统可靠性的基础上,降低电力用户的综合购电成本。

备用与现货电能量市场模型衔接机制研究

现货电能量市场与备用市场在市场组织与出清模型上衔接紧密,为研究不同的衔接机制对总发电成本、能量备用市场价格等市场绩效指标的影响,建立日前电能量备用联合出清模型,并依据出清次序和机组组合阶段目标函数成本项这2个划分标准来建立4种顺次出清模型。基于IEEE 118节点系统开展仿真,研究分析不同衔接机制下的有关电力市场绩效指标及形成差异的原因,并通过改变系统参数与边界条件,研究不同衔接机制下市场出清的可行域。结果表明,联合出清模式的总发电成本、市场电价等绩效指标更优,可以更好地调用系统灵活资源,同时还具有最大的出清可行区间。能量优先出清同时在机组组合综合考虑备用成本的顺次模式,在总发电成本、市场电价等绩效指标以及出清可行域上仅次于联合出清模式。最后基于仿真及理论分析结果给出了在备用市场建设初期,宜采用“先能量后备用,能量出清结果作为备用市场出清边界条件,机组组合考虑备用成本”的顺次出清模式,以及长期转向联合模式的建设方案。

考虑灵活爬坡辅助服务和弃风惩罚的现货电能量市场出清模型

为解决风电不确定性引起的系统爬坡能力不足、高比例风电接入时系统总运营成本偏高等问题,提出了计及改进灵活爬坡辅助服务和弃风惩罚的现货电能量市场出清模型。首先,分析了单台机组在出力状态、投入/退出过程中需要满足的爬坡速率约束,以及系统因净负荷波动需要满足的爬坡能力约束,提出了改进的灵活爬坡辅助服务产品。然后,以发电计划和机组状态为决策变量,构建了计及灵活爬坡辅助服务和弃风惩罚的目标函数。最后,通过两个算例从风电预测误差、风电渗透率和弃风惩罚成本等不同角度进行深入分析,验证所提出清模型的有效性。算例结果表明,所提出清模型既提高了系统运行的灵活性和经济性,又提升了高比例风电的消纳能力。

基于边际成本比较型竞价模式的电力现货市场机制设计

在建设新型电力系统、极端天气频发、一次能源价格飙涨、保供电常态化等背景下,文中提出了基于边际成本比较型竞价模式的电力现货市场机制,为统筹多市场主体利益、协调省间与省内交易提供了可行思路。首先,深度解析了现有电力现货市场机制在统筹多市场主体利益上面临的挑战,在采用边际成本比较型竞价模式的基础上,深入考虑不同类型发电机组的成本特性,提出了一种两阶段分层边际定价的电力现货市场机制,可有效统筹发电侧成本的可疏导性、用电侧电费的可负担性以及新能源机组的激励性。然后,提出了基于边际成本比较型竞价模式的省间-省内两级现货市场机制,并对其应用价值进行了探讨。最后,基于电力现货市场仿真平台开展算例分析,对所提市场机制的有效性和可行性进行了验证。

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。

考虑风电出力和电价不确定性的水风联合现货市场竞价策略

以风电为代表的新能源参与现货市场已是大势所趋,但出力不确定性导致其市场竞争力较弱,而电价的不确定性又进一步增大了其承担的收益风险。联合具有灵活调节能力的水电是有效的解决途径,而制定符合决策者风险意愿的竞价策略则是其中亟须解决的关键问题。为此,从价格接受者角度提出了水电联合风电参与现货市场的竞价模型。模型中采用笛卡尔积组合后的典型场景集描述风电出力、市场电价等多种不确定性,采用条件风险价值衡量不确定性导致的市场风险,并以风险因子作为决策者风险偏好纳入决策过程。通过引入0/1整数变量,将模型中的非线性函数转换为混合整数线性规划模型予以求解。以中国西南某省梯级水电站和风电场为背景,验证了模型的有效性,并进一步分析了风险偏好对竞价决策的影响。

多交易模式下混合式抽水蓄能电站优化调控策略

“双碳”目标下,实现常规水电与抽水蓄能二者功能结合的混合式抽水蓄能电站是水力发电的新趋势,而如何制定合理的调控策略是混合式抽水蓄能适应电力市场发展的关键难点。因此,提出了一种适用于混合式抽水蓄能电站的多交易运行模式,同时根据常规水电与抽水蓄能的特点提出了混合式抽蓄电站内部协同调控方法。多交易模式下混合式抽水蓄能的常规水电部分实行峰谷电价结算、抽水蓄能部分实行两部制电价结算,同时允许电站保留容量电费参与日前现货市场出清。基于该运行模式和调控方法,以混合式抽水蓄能电站利润最大化和社会福利最大化为目标提出了双层优化调控模型。最后通过算例分析证明了所提模型的有效性,同时分析结果表明所提混合式抽水蓄能调控策略有利于实现水电资源的合理利用,对比不同单一交易运行模式电站利润至少提高1.2%。

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。

脱贫地区公共景区市场势力与公共产品悖论及门票价格分类规制

公共景区兼具市场势力和公共产品特征,导致了效率与公平的内在冲突,而脱贫地区公共景区合适的定价机制对建立景区运营提升与地方经济发展的相互促进机制非常重要。基于此,文章对公共景区经济性质进行辨析,以属地最大化社会福利、最大化政府税收和最大化景区经营者激励三大规制动机为基础,比较得出规制效果及脱贫政策影响效应,并分类提出规制原则、策略及适用条件,以此揭示脱贫地区公共景区分类规制机制和原理。文章剖析了脱贫地区公共景区门票价格及规制动机与平均运营成本的关系,并提出动态定价、脱贫资金投入与规制协同建设、价格规制中区分市场势力和地方政府非经济强制力等建议,有助于建立更加激励相容的系统规制方案,完善公共景区分类规制体系。

省间电力现货交易对燃煤发电企业的机遇与挑战

随着供给侧结构性改革的深入推进,电力体制改革也在不断完善,中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)为电力市场改革提供了强有力的政策支撑。为还原电力商品属性,我国形成了由市场引导价格和投资、以电力资源的最优配置实现全社会福利最大化、促进清洁能源消纳的能源体系。通过分析电力省间现货市场的特点,以及省间现货市场给传统燃煤火电企业全生产要素带来的变化,梳理并提出了省间电力现货市场背景下,燃煤火电企业运营所面临的机遇与挑战。不同的发电企业面对省间现货带来的机遇和挑战,需结合自身内外部资源和核心竞争力,开展管理、技术等全方位创新,顺势而为,取得高质量转型发展的硕果。

基于山西地区电力现货市场和辅助服务市场下的火储联调项目财务效益分析

在新型电力系统的背景下,火力发电将由主力电源功能向支撑电源及调节控制功能转变,功能的转变使得火力发电机组需要做出一定改变。火力发电机组加配储能项目不仅可以提升调峰、调频效果,还可以获得调峰、调频收益。基于山西省电力现货市场和辅助服务市场的政策,测算山西某火力发电机组加配储能项目的财务效益,进而分析火储联调项目的经济性及风险点。

含跨省区输电价格及网损率的区域电力现货市场出清模型

为了解决区域电力现货市场协调跨省区送受电优先计划和跨省区中长期交易体系等难题,使区域电力现货市场出清结果可真实反映事先核定的跨省区输电价格和网损率,提出了一种含跨省区输电网损偏差修正的区域电力现货市场出清模型。首先,以中国南方区域电力市场为例,分析了跨省区送受电交易主体和交易体系。其次,提出了一种同时考虑交易成分和物理潮流的网损偏差修正方法,并基于该方法构造了跨省区送受电物理潮流与交易成分相耦合的区域电力现货市场出清模型。最后,采用9节点系统和中国南方电网模拟系统开展仿真验证。仿真结果表明,采用所提的网损偏差修正方法和区域电力现货市场出清模型,可确保在满足系统安全运行约束的前提下,将跨省区输电价格和网损率反映在现货市场出清电价中,有效协调了跨省区送受电优先计划和跨省区中长期交易体系。

计及用户参与和调峰需求的储能配置优化研究

为了对分布式储能潜力进行充分挖掘以提升电网调控水平,提出一种全面考虑储能用户行为及调峰需求的聚合商侧储能配置优化模型。首先,对储能用户参与聚合的自身参与度与从众行为进行研究,建立储能容量模型。其次,综合考虑聚合商参与调峰收益、储能聚合成本、储能成本、储能充电成本,构建聚合商侧储能优化配置模型,并采用白鲸优化(BWO)算法对模型进行求解。最后,以修改后的IEEE33节点系统为例,验证了配置优化模型的有效性和算法的优越性。该模型不仅能得到储能优化配置容量,还能够充分考虑储能用户综合不确定性与电网调峰需求。该模型在国家鼓励多主体参与电力现货交易的背景下,具有广泛的适用性。

火力发电企业电力现货市场自主调度管理实践

结合国家能源集团广东电力有限公司在广东电力现货市场逐步实现自主调度的管理实践,对火力发电企业在电力现货市场建设中面临的机遇与挑战、管理体系架构升级优化、交易策略研究、市场营销与生产运营协同创效等问题进行深入总结和分析,对发挥现货交易在引领火力发电企业发展与转型中的作用提出了意见和建议,为国内火力发电企业应对电力市场化改革的挑战提供参考和借鉴。

考虑不确定性的火电发电商现货-深度调峰市场优化决策

针对电力现货市场与深度调峰市场联合运行背景下发电商电能量利润空间压缩、深度调峰功能亟待拓展等问题,提出考虑不确定性的发电商现货-深度调峰市场优化策略。基于Stackelberg博弈,构建兼顾联合市场利润和风险的发电商日前报价策略双层优化模型。在上层模型中,以发电商联合市场利润最大化为目标,对发电商分段报价进行优化;在下层模型中,考虑竞争对手报价场景的不确定性,提出电力现货-深度调峰市场联合出清模型。针对净负荷不确定性,引入波动不确定度参数,将双层模型转换为基于信息间隙决策理论的发电商现货-深度调峰市场决策模型。基于安徽省实际市场数据进行仿真验证,得到适应不同负荷场景的发电商联合市场日前报价策略,结果表明考虑不确定性的联合优化决策能够有效规避负荷不确定性带来的利润波动风险。

集中式电力现货市场下厂级煤电机组负荷优化分配研究

传统厂级煤电机组负荷优化分配以确定的电量和电价水平为基础进行研究,而在电力现货场景下,电量和电价都是不确定且波动的,因此相比传统模式下的厂级煤电机组负荷优化分配问题更加复杂和具有挑战性。基于对市场供需形势的判断,考虑煤耗、爬坡速率、出力上下限、非经济运行区间等生产条件约束,以发电利润最大化为目标,利用二次混合整数规划算法确定最优的负荷分配方案,支持煤电企业以此为目标进行电力现货市场的报量报价决策。结果表明:负荷优化分配可以有效提升煤电机组利润,并且多日联合优化比单日优化能获得更大的发电利润,对于煤电企业优化运行方式、提升交易决策水平、提高效益水平具有重要意义。