电力供需新形势下地区季节性尖峰电价机制研究

叶钰童, 王 宝, 杨 敏, 任曦骏, 马燕如, 邵筱宇

(国网安徽省电力有限公司经济技术研究院, 安徽 合肥 230022)

0 引言

未来，随着光伏、风电等高比例新能源接入，供应侧出力不稳定性增加，供应侧调节需求侧的能力将下降，需要需求侧的负荷曲线尽量平滑以缓解供应侧的调峰调频压力，但是现阶段电力现货市场建设尚未成熟，无法有效通过市场行为引导用户自发调节负荷，电力供应侧与需求侧双向大幅波动，电力供需矛盾日渐凸显。“十四五”及未来一段时间，尖峰缺电或成为新常态，有必要从需求侧发力，进一步完善分时电价机制，保障电力安全经济运行。目前我国尚未实施实时电价机制(RTP)，而是采用相对折中的峰谷分时电价机制(TOU)，推动小时级别的系统供需平衡。学术界对峰谷电价体系的研究多集中在峰谷时段划分、分时定价和用户行为分析方面，文献[3]从执行范围、时段划分、时长划分、不同时段电价水平和电价价差比率等方面总结各省峰谷电价政策实施效果，并指出当前峰谷电价政策存在时段和时长划分按经验决策，考虑季节性因素不够、尖峰和高峰电价水平不高、尖峰(高峰)电价与低谷(平段)电价的价差比率偏小等问题；为更好地反映出用户用电的时间差异，文献[4]建立了一种基于用户需求响应的峰谷时段划分方法，通过该方法能有效地利用价格机制引导用户合理安排用电；文献[5]基于模糊数学理论，利用隶属度函数、构建模糊相似矩阵，研究对具有移峰填谷潜力的用户负荷曲线进行峰平谷时段划分；文献[6]研究了基于电网和用户博弈的峰谷分时电价最优制定策略。目前学术界的研究大多从高峰高价、低谷低价的定性逻辑出发，无法构建系统性的量化模型，指导峰谷分时定价，同时对于应对短时高峰负荷的季节性尖峰电价机制研究相对欠缺。

近年来，我国能源消费结构快速变化，电力负荷对气温变化更加敏感，电力系统负荷特性由夏季高峰逐渐转为“夏、冬双高峰”。自去年以来，部分省市已陆续实施有序用电，据统计，国内各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间只有数十小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，给电力系统安全稳定运行带来更大挑战。2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况，在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。在此背景下，有必要研究地区季节性尖峰电价机制，确定科学的尖峰负荷时段以及尖峰电价水平，辅以行政定价手段，解决电力顶峰期间电力系统负荷曲线峰谷差过大的问题，平滑负荷曲线，以保障电力系统运行安全和经济。

1 国内各省尖峰电价实施情况

电价是电力市场中的经济杠杆，其实时波动可有效调节电力供需，是保障电力平衡的有力措施。

分时电价，顾名思义，就是根据电力系统运行状况，不同运行时段制定不同电价水平的价格机制，截至目前，国内已有29个省份实施了分时电价机制。各地分时电价机制在具体执行上有所不同，以峰谷电价为主，各地普遍按日划分峰、平、谷时段，执行峰谷分时电价，部分省份在此基础上增加了尖峰时段；四川等地按月划分丰水期、枯水期，对电力供应紧张的枯水期执行更高的丰枯电价；上海等地按季划分夏季、非夏季，对夏季用电高峰期执行更高的季节性电价。总的来看，峰谷电价、丰枯电价、季节性电价等分时电价机制都具有鼓励引导电力用户移峰填谷、优化用电方式等作用，有力缓解了电力供需矛盾，有效提升电力系统经济性。

随着用电负荷呈现尖峰凸显、用电峰谷差不断加大的特点，多个省份实施了季节性尖峰电价机制，季节性尖峰电价较高峰电价上调幅度普遍在0.1 元/千瓦时左右。各省尖峰电价实施情况如表1所示。

表1 各省尖峰电价实施情况

当前，各省尖峰电价实施模式分为两种，一种模式是按固定季节实施尖峰电价机制，一般集中在夏季6～8月，但部分省份尖峰电价实施时间较长，如山东、冀北、河北、天津等，每年执行3个月的尖峰电价机制，由于尖峰时段的时长与电费有关，造成用户用电成本较高。另一种模式要求尖峰电价机制的实施条件必须是高温，如江苏以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目后天气预报中发布的南京次日最高温度为准，如果日最高气温超过35 ℃，则次日予以实施尖峰电价。此种模式虽然对于尖峰负荷时段划分更加精确，但留给用户的反应时间较短，会导致部分大工业用户来不及调整用电行为，实际难以达到良好的削峰效果。

2 地区季节性尖峰电价机制研究

尖峰电价隶属于分时电价的范畴，其基本理念是，认为一年内尖峰负荷仅在少数日的部分时段出现，通过对这些时段针对性地实施极高的尖峰电价能够有效地减少或转移负荷，取得比常规峰谷电价更好的效果。尖峰电价也是预先设定好时段和价格，与峰谷电价最大的区别是尖峰电价仅在一年内的少数紧急日执行。本节从平抑短时高峰负荷的需求出发，研究地区季节性尖峰电价机制，科学确定尖峰负荷时段以及尖峰电价上调幅度。

2.1 尖峰负荷时段测算

尖峰负荷是负荷需求极高导致供应极其紧张的一种负荷，累计出现时间短、电量少、单次持续时间短、出现频次低，但其存在会导致电力系统的备用容量短缺，影响电力系统安全稳定运行。在实施尖峰电价机制之前，要先根据地区负荷实际情况确定尖峰负荷时段。

地区尖峰负荷时段的测算方法一般是选取该地区全年的统调负荷数据作为测算依据，并设置一个负荷基准值，当负荷量超过设置的基准值时视为尖峰时刻。根据《关于进一步完善分时电价机制的通知》里要求，尖峰时段应根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整。

2.2 地区季节性尖峰电价上调量测算

由电价的相对变动引起的电能需求量的相对变动称为电量电价弹性，即在一定的时间段内，用电量变化的百分比除以相应的价格变化的百分比。典型的需求价格弹性曲线如图1所示。

图1 典型需求价格弹性曲线

其中

P

表示电价，

Q

表示电量。由于该曲线的确定很困难，所以经济学中为了计算方便通常进行线性化处理，由此定义需求价格弹性系数

E

：

E

=(

ΔQ/Q

)

/

(

ΔP/P

)

(1)

式中：

ΔQ

、

ΔP

分别表示需求量变动量和价格变动量；

ΔQ/Q

表示需求量的变动率；

ΔP/P

表示价格的变动率。

确定季节性尖峰电价较高峰电价上调幅度可从满足通过电价调整实现尖峰负荷削减预期量和“削峰式”需求响应所需的补偿资金额(季节性尖峰电价增收作为“削峰式”需求响应补偿资金来源)两个方面考虑。

基于满足通过电价调整实现尖峰负荷削减预期量的尖峰电价上调量

JFT

计算公式如下:

(2)

式中：

XJL

为预期通过执行季节性尖峰电价实现尖峰负荷削减量，

PF

为执行季节性尖峰电价前工商业用户在尖峰时段平均用电负荷，

E

为工商业用户电力消费价格弹性，

JFP

为工商业用户上调前电价平均水平。基于满足“削峰式”需求响应补偿资金的尖峰电价上调量

JFT

计算公式如下：

(3)

式中：

XFZJ

为“削峰式”需求响应所需补偿资金额，

WJF

为执行季节性尖峰电价前夏季7～8月工商业用户尖峰时段总用电量。季节性尖峰电价上调量

JFT

取基于满足通过电价调整实现尖峰负荷削减预期量的尖峰电价上调量

JFT

和基于满足“削峰式”需求响应补偿资金的尖峰电价上调量

JFT

的最大值，即：

JFT

=max{

JFT

,

JFT

}

(4)

3 算例分析

本节以某地区电网为例，测算该地区季节性尖峰电价调整时段和调整幅度及实施范围。调整时段根据地区用电负荷曲线确定，调整幅度需根据满足通过电价调整实现尖峰负荷削减预期量、作为“削峰式”需求响应资金来源和工商业用户电力消费价格弹性等因素确定。

选取该地区电网2018年全年的统调数据进行测算，以2018年全年95

%

的最大负荷为基准值测算，当负荷量超过设置的基准值时视为尖峰时刻。经过平均化处理后，该地区2018年负荷超过基值负荷的尖峰时段集中在7、8月份的20:00～22:00，其中七月份累计尖峰时段约5小时，八月份累计尖峰时段约6小时，全年累计尖峰时段总计约11小时，具体分布见图2。

图2 该地区2018年度尖峰时段分布图

假定2020年夏季7～8月20:00～22:00对该地区全部工商业用户执行季节性尖峰电价，2019年夏季7～8月尖峰时段总用电量合计约16 亿千瓦时，不执行季节性尖峰电价情况下预计2020年尖峰时段用电量同比增长5

%

，该地区工商业用户电力消费价格弹性为0

.

4，尖峰电价执行前该时段工商业用户售电均价为0

.

97 元

/

千瓦时。若基于满足通过电价调整实现尖峰负荷削减预期量的尖峰电价上调量计算：假定预期通过尖峰电价设置实现削减最大负荷55万千瓦。根据尖峰电价执行前夏季7～8月尖峰时段总用电量，得到不执行季节性尖峰电价情况下2020年工商业在尖峰时段平均用电负荷1 500千瓦，并考虑工商业现行电价水平和电力消费价格弹性，当季节性尖峰电价上调约8

.

9分

/

千瓦时时，能够满足削减25万千瓦尖峰负荷。若基于满足“削峰式”需求响应补偿资金的尖峰电价上调量计算：假定2020年执行“削峰式”需求响应，削减最大负荷的5

%

即148

.

5万千瓦，补偿标准取2

.

5元

/

千瓦时，全年执行累计时长10小时，则“削峰式”需求响应补偿资金需求为3 700万元。经计算，当季节性尖峰电价上调约7

.

3分

/

千瓦时时，能够满足削减最大负荷的5

%

对应的“削峰式”需求响应补偿资金需求。综上，取考虑上述两种因素对应的结果最大值，即：2020年该地区季节性尖峰电价上调约8

.

9分

/

千瓦时，能够同时满足预期通过尖峰电价设置实现削减最大负荷55万千瓦和削减最大负荷的5

%

对应的“削峰式”需求响应补偿资金需求。

4 结论

本文针对当前电力供需新形势所带来的挑战，研究地区季节性尖峰电价机制。从平抑短时高峰负荷的实际需求出发，科学确定尖峰电价实施时段以及价格水平，并以某地区电网为例进行算例分析，针对该地区夏季晚高峰尖峰负荷引起的供电紧张，测算出该地区尖峰负荷时段以及尖峰电价上调幅度。在现阶段电力现货市场建设尚未成熟，无法有效通过市场行为引导用户自发调节负荷的背景下，以行政定价的手段激励用户合理安排负荷、错峰用电，达到移除尖峰负荷，保证电网运行的安全性和可靠性的目的。