عوامل زیادی وجود دارند که در چارچوب بازار کنونی انرژی، روی استراتژی‌های پیشنهاددهی بازار روز بعد شرکت تولیدی (GenCo) تاثیر می‌گذارند. مسائل مربوط به سیاست‌های زیست‌محیطی باعث محدودیت انتشار می‌شود که این موضوع برای نیروگاه‌هایی که با سوخت فسیلی کار می‌کنند اهمیت بیشتری پیدا می‌کند و این موارد باید در مدیریت آنها لحاظ شود. این مقاله به بررسی تاثیر برنامه‌ی کاهش انتشار گازهای گلخانه‌ای و ادغام تعهدات مشتق میان‌مدت در استراتژی پیشنهاددهی تولید بهینه برای بازار برق روز بعد پرداخته است.

برای این منظور دو فناوری مختلف در نظر گرفته شده است: فناوری انتشار بالای واحدهای ذغال سنگ حرارتی و فناوری کم‌انتشار واحدهای توربین گازی با سیکل ترکیبی. بازار برق ایبری (MIBEL) و برنامه ملی کاهش انتشار گازهای گلخانه‌ای اسپانیا (NERP) چارچوب زیست‌محیطی را برای تعامل با استراتژی‌های پیشنهاددهی بازار روز بعد تعریف می‌کنند. برای پرداختن به محدودیت‌های انتشار، ما برخی از روش‌های استاندارد مدیریت ریسک را که برای بازارهای مالی توسعه یافته است، مانند ارزش در معرض ریسک (VaR) و ارزش در معرض ریسک شرطی (CVaR)، گسترش داده‌ایم و به این ترتیب به مفهوم جدیدی از انتشار مشروط در معرض ریسک (CEaR) دست می‌یابیم.

این مطالعه به ابزارهای تولید برق یک الگوی ریاضیاتی برای تعیین پیشنهاد تولید بهینه‌ی واحد برای بازار عمده‌فروشی برق می‌پردازد، به گونه‌ای که سود طولانی‌مدت شرکت برق را به حداکثر می‌رساند و در عین حال این امکان را برای شرکت محیا می‌کند که از قوانین بازار برق ایبری و همچنین محدودیت‌های زیست‌محیطی تعیین‌شده توسط برنامه ملی کاهش انتشار گازهای گلخانه‌ای اسپانیا تبعیت کند. ما مفاهیم اقتصادی را برای یک GenCo که شامل محدودیت‌های زیست‌محیطی این برنامه ملی است و همچنین اثرات NERP در سود موردانتظار و پیشنهاد تولید بهینه را تحلیل می‌کنیم.

---

ABSTRACT

There are many factors that influence the day-ahead market bidding strategies of a generation company (GenCo) within the framework of the current energy market. Environmental policy issues are giving rise to emission limitation that are becoming more and more important for fossil-fueled power plants, and these must be considered in their management. This work investigates the influence of the emissions reduction plan and the incorporation of the medium-term derivative commitments in the optimal generation bidding strategy for the day-ahead electricity market. Two different technologies have been considered: the high-emission technology of thermal coal units and the low-emission technology of combined cycle gas turbine units.

The Iberian Electricity Market (MIBEL) and the Spanish National Emissions Reduction Plan (NERP) defines the environmental framework for dealing with the day-ahead market bidding strategies. To address emission limitations, we have extended some of the standard risk management methodologies developed for financial markets, such as Value-at-Risk (VaR) and Conditional Value-at-Risk (CVaR), thus leading to the new concept of Conditional Emission at Risk (CEaR).

This study offers electricity generation utilities a mathematical model for determining the unit’s optimal generation bid to the wholesale electricity market such that it maximizes the long-term profits of the utility while allowing it to abide by the Iberian Electricity Market rules as well as the environmental restrictions set by the Spanish National Emissions Reduction Plan. We analyze the economic implications for a GenCo that includes the environmental restrictions of this National Plan as well as the NERP’s effects on the expected profits and the optimal generation bid.

---