批发竞争电力市场模式下实时电价机制研究

周 波，丁 荣，徐 宁，徐 楠

(国网河北省电力有限公司经济技术研究院，石家庄 050021)

0 引言

“十三五”期间，中国的电力市场化改革和智能电网建设都在持续不断推进。中国也将逐步从政府管制的固定电价制度向遵循市场供需平衡规律的实时电价制度转变。因此，探讨适合中国未来电力市场及坚强智能电网发展的实时电价机制是十分必要的。

以前的研究成果都是立足于电价基本原理和我国电力市场发展趋势提出了分时电价和实时电价的一般性原则和实践[1-10]，但针对智能电网背景下实时电价理论和实践的相关研究还不够深入。下文紧密结合中国未来电力市场改革方向，在智能电网建设不断取得突破、智能电表覆盖面逐步扩大的基础上，建立了基于电力市场供需平衡关系的实时电价定价模型，并根据科学测算的案例结果对我国未来实时电价的定价机制提供了实用方法和合理化建议。

1 电力市场运营模式

根据电力市场发展的国际经验，我国电力市场的发展会经历3个阶段:批发市场管制阶段；批发竞争阶段；零售竞争阶段。

从电力市场发展及管制的角度讲，我国正处于第一阶段，即电力批发市场管制阶段。在这一阶段发电侧不采用竞价上网模式，而是采取政府规定固定标杆上网电价模式。未来，随着我国电力市场改革的逐步推进及电价机制的完善，电力市场将发展到第二阶段，即批发竞争放松管制阶段。这种电力市场模式下，电力批发市场实行放松管制，发电企业竞价上网，并逐步开始发电侧与需求侧的双边联动。最后，我国将全面实现电力零售市场的全面开放，形成包含容量市场、电能市场、双边市场等在内的完备电力市场及日前和实时两级实时电价结算系统，电力市场发展到第三阶段，即双边放松管制阶段。

针对批发竞争电力市场模式下进行实时电价的机制设计。批发竞争电力市场模式如图1所示。

图1 批发竞争电力市场模式示意

这种电力市场模式的主要特点如下:

a.发电侧逐步放开，各个独立发电商通过电网公司的竞价上网交易中心进行竞价上网，上网电价通过报价、竞价的形式确定，参与竞价机组不再实行国家的标杆电价政策。

b.输电、配电不分开，统一由电网公司进行经营管理。

c.在售电侧，电力用户的销售电价实行实时电价，电网公司根据发电侧上网电价的报价情况通过电力交易平台对电力用户发布实时电价信息，用户可参考实时电价进行最优的用电选择。

2 实时电价机制设计

在批发放松管制电力市场模式下，发电侧开始实行竞价上网的政策。本文提出了适应这种电力市场模式的“市场供需均衡价格定价机制”的实时电价机制。

电网公司结合用户负荷曲线的历史数据，将一定阶段内的负荷历史数据进行平均确定出第2天分配给用户相当于其正常平均用电水平的基数用电量CBL(customer baseline load)。

电网公司公布CBL后，告知所有参与竞价上网的发电商。各个发电商根据电网公司发布的第2天CBL情况，并结合对负荷状况的预测及自身特点确定第2天的电力报价状况，电网公司汇总所有发电商提供的报价状况，确定第2天的电力供给函数和电力供给曲线。

假设该电力市场参与竞价上网的发电商共有n个，第i个发电商第2天提供的电量报价函数为Qi=f i(p)。其中Qi为第i个发电商提供的电量；p为上网电价，是一个变量；f i为第i个发电商提供的报价函数，通常情况下，该函数的形状如图2所示。

图2 第i个发电商的电量报价函数

该电力市场参与竞价上网的发电商共有n个，则电网公司可以确定出第2天该电力系统的总电力供给函数f n(p)=f(p)，其中f(p)表示电力系统总电力供给随电价变化的函数关系，即电力供给函数。

该函数的形状如图3所示。

图3 (t+1)时段电力系统的电力供给函数

假设在电力传输过程中不存在电量损耗，即发电侧的上网电量与用户侧的用电量完全相等，则电网公司可使用第2天的电力供给函数与CBL匹配，得出各个时段的实时电价水平。在第2天各个时段，电网的电量供给和需求必须实时平衡，则根据供求平衡的均衡条件可以求解出各个时段的实时电价p0(t)。如式(1)和图4所示。

图4 电力系统各个时段上网电价求解示意

根据实时上网电价，通过成本传导可以确定出用户侧的实时销售电价。用户侧销售电价的成本传导过程如图5所示。

图5 成本传导机制示意

在通过供求平衡及成本传导的计算确定出第2天各个时段的实时电价水平后，电网公司在每天下午4:00公布第2天各个时段的实时电价水平。第2天根据CBL和不同时段的实时电价水平计算用户的电费支出。

当电力需求较大而实时电价较高时，如果用户此时的实际用电量较大，那么按此时较高的实时电价收费则用户的电费支出会增加；如果用户能在电价水平较低的低谷时段进行用电，则用户可以节约一定的电费支出。显然，这种方法可以鼓励电力用户在高峰时段节约用电，低谷时段增加用电，实现削峰填谷、改善电力负荷曲线的目标。

在本文的算例分析中，选取某典型工业园区进行测算。在测算与分析中分别按照一部制和两部制电价进行实时电价机制的测算，并对比分析了测算的结果。

3 算例分析

3.1 基础数据

在测算中，分别针对销售侧实时电价实行一部制和两部制实时电价分别进行测算。

3.1.1 一部制实时电价基础数据

在上网侧和销售侧均施行一部制电价政策为例进行分析。测算选取某典型工业园区2018年历史数据进行测算。根据历史数据，该工业园区各个时段的历史平均负荷数据(根据过去一定时间段的负荷状况求平均得到)，如表1所示。

表1 某工业园区的历史平均用电量数据 MWh

该地区针对工业用电的一部制销售电价为0.65元/k Wh，在这一电价水平下，根据负荷预测情况该工业园区的历史负荷和预测负荷状况，见图6。

图6 该工业园区的负荷状况

在算例分析中，针对该工业园区对电价价格弹性(包含自弹性和交叉弹性)进行假设，如表2所示。

表2 该工业园区的电力价格弹性

假定电网公司收集汇总的第2天各发电公司的报价状况如图7所示。

图7 电力系统的报价状况

3.1.2 两部制实时电价基础数据

在上网侧施行一部制竞价上网、销售侧收取两部制电价时，用户的容量电价是按照规定标准每月收取、不随时间而变动的，因此实时电价是指电量电价。

算例分析中，仍选取3.1中的典型工业园区进行测算。假设该工业园区安装的是一台容量为12.5 MVA的大型变压器，该地区针对大工业用电的两部制电价标准为:容量电价按照变压器容量收取，标准为25元/k VA·月，电量电价为0.6元/k Wh。该工业园区的历史平均用电量数据见表1，在固定的电价水平下，根据负荷预测该工业园区第2天的用电量状况见表2。

在算例分析中，该工业园区对电价的价格弹性见表3。电网公司收集汇总的第2天各发电公司的报价状况见表4。

对于供电公司，不论在用户侧实行一部制还是两部制销售电价，必须保证收取的电费能够回收购电成本等各项成本、扣除应缴纳税款的基础上获得国家规定的收益水平。因此，可以得出如下等式:

式中:R为供电企业的收益；Q为供电企业当月的售电量(在不考虑线损的情况下也等于从发电厂购买的电量)；P1为一部制销售电价水平；P0为供电企业从发电厂的购电价格水平；A为供电企业应缴纳的税款；P2为两部制销售电价的电量电价水平；M为电力用户的变压器容量；λ为两部制电价的容量电价水平。

3.2 一部制实时电价计算结果及分析

根据电力系统的电量供给状况和表1所示的历史平均负荷作为基准负荷(CBL)，可以根据“市场供需均衡价格指数定价机制”确定出第2天针对该工业园区不同时段的实时电价，如图8所示。

图8 该工业园区的实时电价示意

通过对弹性和交叉弹性的计算可得出高、中、低弹性下该工业园区实施实时电价政策后的负荷状况。高弹性下的负荷状况如图9所示。

图9 高弹性下实时电价对用户负荷曲线的影响

从图9可以看到，实行实时电价政策后，该工业园区的尖峰负荷降低、低谷负荷增高、峰谷差减小，电力系统的负荷曲线得到了改善。并且实时电价削减尖峰负荷的作用比较显著，而提高低谷负荷的作用不明显，说明实时电价政策“削峰”的效果大于“填谷”。从图9可以更直观地看到，实时电价政策有效地削减了尖峰负荷，但是其提高低谷负荷的效果不是十分明显。通过类似计算可得出中、低弹性下该工业园区实施实时电价政策后的负荷状况。

图10展示了早10点至晚10点高峰用电时段高、中、低弹性下该工业园区的负荷变化情况。

图10 不同弹性系数下实时电价对用户高峰负荷的影响

不同电力价格弹性系数下用户的负荷状况变化分析对比结果如表3和图11所示。

表3 实行实时电价后该工业园区的用电量变化情况 MWh

图11 不同电力价格弹性下用户负荷曲线变化情况

通过图和表中的对比可以看到，用户的电力价格弹性不同，实时电价政策的效果也不同，用户的价格弹性越大、用户对电价的变动越敏感，实时电价政策的实施效果越显著。

综上所述，实时电价可以帮助电力系统改善负荷曲线，实现削峰填谷、减小峰谷差的作用。但是，在尝试推广实时电价政策的过程中，必须充分考虑用户对电力价格响应弹性等特点有针对性地逐步推行，从而使这一政策发挥更大的作用。

3.3 两部制实时电价计算结果及分析

根据电力系统的电力供给状况和该工业园区的历史平均负荷状况(即CBL)，并结合两部制电价的特点，可以确定出第2天针对该工业用户不同时段的实时电价(即电量电价)，如图12所示。

图12 该工业园区的实时电量电价

根据弹性及交叉弹性的定义通过计算可得出高、中、低弹性下该工业园区实施两部制实时电价政策后的负荷变动状况。高弹性下该工业园区的负荷变化如图13所示。

图13 高弹性下实时电价对用户用电状况的影响

从图13中可以看到，实行两部制实时电价政策后，该工业园区的尖峰负荷降低、低谷负荷增高、峰谷差减小，电力系统的负荷曲线得到了改善。但是实时电价削减尖峰负荷的作用比较显著，而提高低谷负荷的作用不明显，说明实时电价政策“削峰”的效果大于“填谷”。而从图13中可以更直观地看到，实时电价政策有效地削减了尖峰负荷，但是实时电价政策提高低谷负荷的效果不是十分明显。

高、中、低弹性下早10点至晚10点高峰用电时段该工业园区的负荷变化情况如图14所示。

图14 不同弹性系数下实时电价对用电高峰时段负荷的影响

3.4 计算结果对比分析

结合上述一部制实时电价和两部制实时电价的算例，以用户对电价弹性的高方案为例，一部制实时电价和两部制实时电价的实施效果对比分析结果见表4。

通过表4可以看到，与两部制实时电价相比，一部制实时电价可以更好地改善负荷曲线，达到“削峰填谷”的效果。但是，一部制实时电价的电价波动更加剧烈，因此增大了电网公司、发电企业和用电企业的风险。与之相比，两部制实时电价中的容量电费部分相对固定，因此电价的变动带来的风险相对较小。

表4 一部制和两部制实时电价实施效果比较

因此，在尝试推广实时电价政策的过程中，必须根据各主体的风险承受能力有针对性地分别采用一部制实时电价或两部制实时电价政策。对于固定成本较大的大型工业企业，应当采用电费波动风险较小的两部制实时电价政策，从而降低实时电价政策的政策性风险。

4 结论

结合中国电力市场的改革方向及智能电网建设进展，系统性地研究了批发竞争电力市场模式下的实时电价机制。提出了“市场供需均衡价格定价机制”，并结合某工业园区的实例，对机制的实施效果进行了理论测算，验证了机制的可行性。

a.实时电价政策可以更好地反映出电力市场的供需关系，相比传统的固定电价政策可以更好地促进资源的优化配置。但是实时电价的定价、发布、电费计量、信息传输与汇总都必须依赖智能电网的建设，因此实时电价政策的试点和推广必须有坚强智能电网作为基础。

b.实时电价政策可以改善电力系统的负荷曲线，降低尖峰负荷、提高低谷负荷、减小峰谷差。同时，测算显示，实时电价削减尖峰负荷的作用比较显著，提高低谷负荷的作用不明显，说明实时电价政策“削峰”的效果大于“填谷”的效果。

c.用户的电力价格弹性差异对实时电价政策的效果影响很大，用户的价格弹性越大、用户对电价的变动越敏感，实时电价政策的实施效果越显著。在推广实时电价政策的过程中，必须充分考虑用户的电价响应弹性等特点有针对性地推行。

d.一部制和两部制实时电价政策的实施效果有显著差别。与两部制实时电价相比，一部制实时电价的电价波动更大，可以更好地改善负荷曲线，达到“削峰填谷”的效果，但同时也增大了电网公司、发电企业和用电企业的风险。因此，在推广实时电价政策的过程中，必须根据各主体的风险承受能力选择电价政策。对于固定成本较大的大型工业企业，推荐采用电费波动风险较小的两部制实时电价政策，控制降低风险。