批發競爭電力市場模式下實時電價機制研究

周 波，丁 榮，徐 寧，徐 楠

(國網河北省電力有限公司經濟技術研究院，石家莊 050021)

0 引言

“十三五”期間，中國的電力市場化改革和智能電網建設都在持續不斷推進。中國也將逐步從政府管制的固定電價制度向遵循市場供需平衡規律的實時電價制度轉變。因此，探討適合中國未來電力市場及堅強智能電網發展的實時電價機制是十分必要的。

以前的研究成果都是立足于電價基本原理和我國電力市場發展趨勢提出了分時電價和實時電價的一般性原則和實踐[1-10]，但針對智能電網背景下實時電價理論和實踐的相關研究還不夠深入。下文緊密結合中國未來電力市場改革方向，在智能電網建設不斷取得突破、智能電表覆蓋面逐步擴大的基礎上，建立了基于電力市場供需平衡關系的實時電價定價模型，并根據科學測算的案例結果對我國未來實時電價的定價機制提供了實用方法和合理化建議。

1 電力市場運營模式

根據電力市場發展的國際經驗，我國電力市場的發展會經歷3個階段:批發市場管制階段；批發競爭階段；零售競爭階段。

從電力市場發展及管制的角度講，我國正處于第一階段，即電力批發市場管制階段。在這一階段發電側不采用競價上網模式，而是采取政府規定固定標桿上網電價模式。未來，隨著我國電力市場改革的逐步推進及電價機制的完善，電力市場將發展到第二階段，即批發競爭放松管制階段。這種電力市場模式下，電力批發市場實行放松管制，發電企業競價上網，并逐步開始發電側與需求側的雙邊聯動。最后，我國將全面實現電力零售市場的全面開放，形成包含容量市場、電能市場、雙邊市場等在內的完備電力市場及日前和實時兩級實時電價結算系統，電力市場發展到第三階段，即雙邊放松管制階段。

針對批發競爭電力市場模式下進行實時電價的機制設計。批發競爭電力市場模式如圖1所示。

圖1 批發競爭電力市場模式示意

這種電力市場模式的主要特點如下:

a.發電側逐步放開，各個獨立發電商通過電網公司的競價上網交易中心進行競價上網，上網電價通過報價、競價的形式確定，參與競價機組不再實行國家的標桿電價政策。

b.輸電、配電不分開，統一由電網公司進行經營管理。

c.在售電側，電力用戶的銷售電價實行實時電價，電網公司根據發電側上網電價的報價情況通過電力交易平臺對電力用戶發布實時電價信息，用戶可參考實時電價進行最優的用電選擇。

2 實時電價機制設計

在批發放松管制電力市場模式下，發電側開始實行競價上網的政策。本文提出了適應這種電力市場模式的“市場供需均衡價格定價機制”的實時電價機制。

電網公司結合用戶負荷曲線的歷史數據，將一定階段內的負荷歷史數據進行平均確定出第2天分配給用戶相當于其正常平均用電水平的基數用電量CBL(customer baseline load)。

電網公司公布CBL后，告知所有參與競價上網的發電商。各個發電商根據電網公司發布的第2天CBL情況，并結合對負荷狀況的預測及自身特點確定第2天的電力報價狀況，電網公司匯總所有發電商提供的報價狀況，確定第2天的電力供給函數和電力供給曲線。

假設該電力市場參與競價上網的發電商共有n個，第i個發電商第2天提供的電量報價函數為Qi=f i(p)。其中Qi為第i個發電商提供的電量；p為上網電價，是一個變量；f i為第i個發電商提供的報價函數，通常情況下，該函數的形狀如圖2所示。

圖2 第i個發電商的電量報價函數

該電力市場參與競價上網的發電商共有n個，則電網公司可以確定出第2天該電力系統的總電力供給函數f n(p)=f(p)，其中f(p)表示電力系統總電力供給隨電價變化的函數關系，即電力供給函數。

該函數的形狀如圖3所示。

圖3 (t+1)時段電力系統的電力供給函數

假設在電力傳輸過程中不存在電量損耗，即發電側的上網電量與用戶側的用電量完全相等，則電網公司可使用第2天的電力供給函數與CBL匹配，得出各個時段的實時電價水平。在第2天各個時段，電網的電量供給和需求必須實時平衡，則根據供求平衡的均衡條件可以求解出各個時段的實時電價p0(t)。如式(1)和圖4所示。

圖4 電力系統各個時段上網電價求解示意

根據實時上網電價，通過成本傳導可以確定出用戶側的實時銷售電價。用戶側銷售電價的成本傳導過程如圖5所示。

圖5 成本傳導機制示意

在通過供求平衡及成本傳導的計算確定出第2天各個時段的實時電價水平后，電網公司在每天下午4:00公布第2天各個時段的實時電價水平。第2天根據CBL和不同時段的實時電價水平計算用戶的電費支出。

當電力需求較大而實時電價較高時，如果用戶此時的實際用電量較大，那么按此時較高的實時電價收費則用戶的電費支出會增加；如果用戶能在電價水平較低的低谷時段進行用電，則用戶可以節約一定的電費支出。顯然，這種方法可以鼓勵電力用戶在高峰時段節約用電，低谷時段增加用電，實現削峰填谷、改善電力負荷曲線的目標。

在本文的算例分析中，選取某典型工業園區進行測算。在測算與分析中分別按照一部制和兩部制電價進行實時電價機制的測算，并對比分析了測算的結果。

3 算例分析

3.1 基礎數據

在測算中，分別針對銷售側實時電價實行一部制和兩部制實時電價分別進行測算。

3.1.1 一部制實時電價基礎數據

在上網側和銷售側均施行一部制電價政策為例進行分析。測算選取某典型工業園區2018年歷史數據進行測算。根據歷史數據，該工業園區各個時段的歷史平均負荷數據(根據過去一定時間段的負荷狀況求平均得到)，如表1所示。

表1 某工業園區的歷史平均用電量數據 MWh

該地區針對工業用電的一部制銷售電價為0.65元/k Wh，在這一電價水平下，根據負荷預測情況該工業園區的歷史負荷和預測負荷狀況，見圖6。

圖6 該工業園區的負荷狀況

在算例分析中，針對該工業園區對電價價格彈性(包含自彈性和交叉彈性)進行假設，如表2所示。

表2 該工業園區的電力價格彈性

假定電網公司收集匯總的第2天各發電公司的報價狀況如圖7所示。

圖7 電力系統的報價狀況

3.1.2 兩部制實時電價基礎數據

在上網側施行一部制競價上網、銷售側收取兩部制電價時，用戶的容量電價是按照規定標準每月收取、不隨時間而變動的，因此實時電價是指電量電價。

算例分析中，仍選取3.1中的典型工業園區進行測算。假設該工業園區安裝的是一臺容量為12.5 MVA的大型變壓器，該地區針對大工業用電的兩部制電價標準為:容量電價按照變壓器容量收取，標準為25元/k VA·月，電量電價為0.6元/k Wh。該工業園區的歷史平均用電量數據見表1，在固定的電價水平下，根據負荷預測該工業園區第2天的用電量狀況見表2。

在算例分析中，該工業園區對電價的價格彈性見表3。電網公司收集匯總的第2天各發電公司的報價狀況見表4。

對于供電公司，不論在用戶側實行一部制還是兩部制銷售電價，必須保證收取的電費能夠回收購電成本等各項成本、扣除應繳納稅款的基礎上獲得國家規定的收益水平。因此，可以得出如下等式:

式中:R為供電企業的收益；Q為供電企業當月的售電量(在不考慮線損的情況下也等于從發電廠購買的電量)；P1為一部制銷售電價水平；P0為供電企業從發電廠的購電價格水平；A為供電企業應繳納的稅款；P2為兩部制銷售電價的電量電價水平；M為電力用戶的變壓器容量；λ為兩部制電價的容量電價水平。

3.2 一部制實時電價計算結果及分析

根據電力系統的電量供給狀況和表1所示的歷史平均負荷作為基準負荷(CBL)，可以根據“市場供需均衡價格指數定價機制”確定出第2天針對該工業園區不同時段的實時電價，如圖8所示。

圖8 該工業園區的實時電價示意

通過對彈性和交叉彈性的計算可得出高、中、低彈性下該工業園區實施實時電價政策后的負荷狀況。高彈性下的負荷狀況如圖9所示。

圖9 高彈性下實時電價對用戶負荷曲線的影響

從圖9可以看到，實行實時電價政策后，該工業園區的尖峰負荷降低、低谷負荷增高、峰谷差減小，電力系統的負荷曲線得到了改善。并且實時電價削減尖峰負荷的作用比較顯著，而提高低谷負荷的作用不明顯，說明實時電價政策“削峰”的效果大于“填谷”。從圖9可以更直觀地看到，實時電價政策有效地削減了尖峰負荷，但是其提高低谷負荷的效果不是十分明顯。通過類似計算可得出中、低彈性下該工業園區實施實時電價政策后的負荷狀況。

圖10展示了早10點至晚10點高峰用電時段高、中、低彈性下該工業園區的負荷變化情況。

圖10 不同彈性系數下實時電價對用戶高峰負荷的影響

不同電力價格彈性系數下用戶的負荷狀況變化分析對比結果如表3和圖11所示。

表3 實行實時電價后該工業園區的用電量變化情況 MWh

圖11 不同電力價格彈性下用戶負荷曲線變化情況

通過圖和表中的對比可以看到，用戶的電力價格彈性不同，實時電價政策的效果也不同，用戶的價格彈性越大、用戶對電價的變動越敏感，實時電價政策的實施效果越顯著。

綜上所述，實時電價可以幫助電力系統改善負荷曲線，實現削峰填谷、減小峰谷差的作用。但是，在嘗試推廣實時電價政策的過程中，必須充分考慮用戶對電力價格響應彈性等特點有針對性地逐步推行，從而使這一政策發揮更大的作用。

3.3 兩部制實時電價計算結果及分析

根據電力系統的電力供給狀況和該工業園區的歷史平均負荷狀況(即CBL)，并結合兩部制電價的特點，可以確定出第2天針對該工業用戶不同時段的實時電價(即電量電價)，如圖12所示。

圖12 該工業園區的實時電量電價

根據彈性及交叉彈性的定義通過計算可得出高、中、低彈性下該工業園區實施兩部制實時電價政策后的負荷變動狀況。高彈性下該工業園區的負荷變化如圖13所示。

圖13 高彈性下實時電價對用戶用電狀況的影響

從圖13中可以看到，實行兩部制實時電價政策后，該工業園區的尖峰負荷降低、低谷負荷增高、峰谷差減小，電力系統的負荷曲線得到了改善。但是實時電價削減尖峰負荷的作用比較顯著，而提高低谷負荷的作用不明顯，說明實時電價政策“削峰”的效果大于“填谷”。而從圖13中可以更直觀地看到，實時電價政策有效地削減了尖峰負荷，但是實時電價政策提高低谷負荷的效果不是十分明顯。

高、中、低彈性下早10點至晚10點高峰用電時段該工業園區的負荷變化情況如圖14所示。

圖14 不同彈性系數下實時電價對用電高峰時段負荷的影響

3.4 計算結果對比分析

結合上述一部制實時電價和兩部制實時電價的算例，以用戶對電價彈性的高方案為例，一部制實時電價和兩部制實時電價的實施效果對比分析結果見表4。

通過表4可以看到，與兩部制實時電價相比，一部制實時電價可以更好地改善負荷曲線，達到“削峰填谷”的效果。但是，一部制實時電價的電價波動更加劇烈，因此增大了電網公司、發電企業和用電企業的風險。與之相比，兩部制實時電價中的容量電費部分相對固定，因此電價的變動帶來的風險相對較小。

表4 一部制和兩部制實時電價實施效果比較

因此，在嘗試推廣實時電價政策的過程中，必須根據各主體的風險承受能力有針對性地分別采用一部制實時電價或兩部制實時電價政策。對于固定成本較大的大型工業企業，應當采用電費波動風險較小的兩部制實時電價政策，從而降低實時電價政策的政策性風險。

4 結論

結合中國電力市場的改革方向及智能電網建設進展，系統性地研究了批發競爭電力市場模式下的實時電價機制。提出了“市場供需均衡價格定價機制”，并結合某工業園區的實例，對機制的實施效果進行了理論測算，驗證了機制的可行性。

a.實時電價政策可以更好地反映出電力市場的供需關系，相比傳統的固定電價政策可以更好地促進資源的優化配置。但是實時電價的定價、發布、電費計量、信息傳輸與匯總都必須依賴智能電網的建設，因此實時電價政策的試點和推廣必須有堅強智能電網作為基礎。

b.實時電價政策可以改善電力系統的負荷曲線，降低尖峰負荷、提高低谷負荷、減小峰谷差。同時，測算顯示，實時電價削減尖峰負荷的作用比較顯著，提高低谷負荷的作用不明顯，說明實時電價政策“削峰”的效果大于“填谷”的效果。

c.用戶的電力價格彈性差異對實時電價政策的效果影響很大，用戶的價格彈性越大、用戶對電價的變動越敏感，實時電價政策的實施效果越顯著。在推廣實時電價政策的過程中，必須充分考慮用戶的電價響應彈性等特點有針對性地推行。

d.一部制和兩部制實時電價政策的實施效果有顯著差別。與兩部制實時電價相比，一部制實時電價的電價波動更大，可以更好地改善負荷曲線，達到“削峰填谷”的效果，但同時也增大了電網公司、發電企業和用電企業的風險。因此，在推廣實時電價政策的過程中，必須根據各主體的風險承受能力選擇電價政策。對于固定成本較大的大型工業企業，推薦采用電費波動風險較小的兩部制實時電價政策，控制降低風險。