葉鈺童, 王 寶, 楊 敏, 任曦駿, 馬燕如, 邵筱宇

(國網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院, 安徽 合肥 230022)

0 引言

未來，隨著光伏、風(fēng)電等高比例新能源接入，供應(yīng)側(cè)出力不穩(wěn)定性增加，供應(yīng)側(cè)調(diào)節(jié)需求側(cè)的能力將下降，需要需求側(cè)的負(fù)荷曲線盡量平滑以緩解供應(yīng)側(cè)的調(diào)峰調(diào)頻壓力，但是現(xiàn)階段電力現(xiàn)貨市場建設(shè)尚未成熟，無法有效通過市場行為引導(dǎo)用戶自發(fā)調(diào)節(jié)負(fù)荷，電力供應(yīng)側(cè)與需求側(cè)雙向大幅波動(dòng)，電力供需矛盾日漸凸顯。“十四五”及未來一段時(shí)間，尖峰缺電或成為新常態(tài)，有必要從需求側(cè)發(fā)力，進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制，保障電力安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。目前我國尚未實(shí)施實(shí)時(shí)電價(jià)機(jī)制(RTP)，而是采用相對折中的峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制(TOU)，推動(dòng)小時(shí)級別的系統(tǒng)供需平衡。學(xué)術(shù)界對峰谷電價(jià)體系的研究多集中在峰谷時(shí)段劃分、分時(shí)定價(jià)和用戶行為分析方面，文獻(xiàn)[3]從執(zhí)行范圍、時(shí)段劃分、時(shí)長劃分、不同時(shí)段電價(jià)水平和電價(jià)價(jià)差比率等方面總結(jié)各省峰谷電價(jià)政策實(shí)施效果，并指出當(dāng)前峰谷電價(jià)政策存在時(shí)段和時(shí)長劃分按經(jīng)驗(yàn)決策，考慮季節(jié)性因素不夠、尖峰和高峰電價(jià)水平不高、尖峰(高峰)電價(jià)與低谷(平段)電價(jià)的價(jià)差比率偏小等問題；為更好地反映出用戶用電的時(shí)間差異，文獻(xiàn)[4]建立了一種基于用戶需求響應(yīng)的峰谷時(shí)段劃分方法，通過該方法能有效地利用價(jià)格機(jī)制引導(dǎo)用戶合理安排用電；文獻(xiàn)[5]基于模糊數(shù)學(xué)理論，利用隸屬度函數(shù)、構(gòu)建模糊相似矩陣，研究對具有移峰填谷潛力的用戶負(fù)荷曲線進(jìn)行峰平谷時(shí)段劃分；文獻(xiàn)[6]研究了基于電網(wǎng)和用戶博弈的峰谷分時(shí)電價(jià)最優(yōu)制定策略。目前學(xué)術(shù)界的研究大多從高峰高價(jià)、低谷低價(jià)的定性邏輯出發(fā)，無法構(gòu)建系統(tǒng)性的量化模型，指導(dǎo)峰谷分時(shí)定價(jià)，同時(shí)對于應(yīng)對短時(shí)高峰負(fù)荷的季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制研究相對欠缺。

近年來，我國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)快速變化，電力負(fù)荷對氣溫變化更加敏感，電力系統(tǒng)負(fù)荷特性由夏季高峰逐漸轉(zhuǎn)為“夏、冬雙高峰”。自去年以來，部分省市已陸續(xù)實(shí)施有序用電，據(jù)統(tǒng)計(jì)，國內(nèi)各地夏季最熱、冬季最冷時(shí)段的全年累計(jì)時(shí)間只有數(shù)十小時(shí)，但對應(yīng)的尖峰電力需求可較平時(shí)高出1億千瓦以上，給電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來更大挑戰(zhàn)。2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求各地結(jié)合實(shí)際情況，在峰谷電價(jià)的基礎(chǔ)上推行尖峰電價(jià)機(jī)制。在此背景下，有必要研究地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制，確定科學(xué)的尖峰負(fù)荷時(shí)段以及尖峰電價(jià)水平，輔以行政定價(jià)手段，解決電力頂峰期間電力系統(tǒng)負(fù)荷曲線峰谷差過大的問題，平滑負(fù)荷曲線，以保障電力系統(tǒng)運(yùn)行安全和經(jīng)濟(jì)。

1 國內(nèi)各省尖峰電價(jià)實(shí)施情況

電價(jià)是電力市場中的經(jīng)濟(jì)杠桿，其實(shí)時(shí)波動(dòng)可有效調(diào)節(jié)電力供需，是保障電力平衡的有力措施。

分時(shí)電價(jià)，顧名思義，就是根據(jù)電力系統(tǒng)運(yùn)行狀況，不同運(yùn)行時(shí)段制定不同電價(jià)水平的價(jià)格機(jī)制，截至目前，國內(nèi)已有29個(gè)省份實(shí)施了分時(shí)電價(jià)機(jī)制。各地分時(shí)電價(jià)機(jī)制在具體執(zhí)行上有所不同，以峰谷電價(jià)為主，各地普遍按日劃分峰、平、谷時(shí)段，執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)，部分省份在此基礎(chǔ)上增加了尖峰時(shí)段；四川等地按月劃分豐水期、枯水期，對電力供應(yīng)緊張的枯水期執(zhí)行更高的豐枯電價(jià)；上海等地按季劃分夏季、非夏季，對夏季用電高峰期執(zhí)行更高的季節(jié)性電價(jià)?？偟膩砜?，峰谷電價(jià)、豐枯電價(jià)、季節(jié)性電價(jià)等分時(shí)電價(jià)機(jī)制都具有鼓勵(lì)引導(dǎo)電力用戶移峰填谷、優(yōu)化用電方式等作用，有力緩解了電力供需矛盾，有效提升電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。

隨著用電負(fù)荷呈現(xiàn)尖峰凸顯、用電峰谷差不斷加大的特點(diǎn)，多個(gè)省份實(shí)施了季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制，季節(jié)性尖峰電價(jià)較高峰電價(jià)上調(diào)幅度普遍在0.1 元/千瓦時(shí)左右。各省尖峰電價(jià)實(shí)施情況如表1所示。

表1 各省尖峰電價(jià)實(shí)施情況

當(dāng)前，各省尖峰電價(jià)實(shí)施模式分為兩種，一種模式是按固定季節(jié)實(shí)施尖峰電價(jià)機(jī)制，一般集中在夏季6～8月，但部分省份尖峰電價(jià)實(shí)施時(shí)間較長，如山東、冀北、河北、天津等，每年執(zhí)行3個(gè)月的尖峰電價(jià)機(jī)制，由于尖峰時(shí)段的時(shí)長與電費(fèi)有關(guān)，造成用戶用電成本較高。另一種模式要求尖峰電價(jià)機(jī)制的實(shí)施條件必須是高溫，如江蘇以中央電視臺(tái)一套每晚19點(diǎn)新聞聯(lián)播節(jié)目后天氣預(yù)報(bào)中發(fā)布的南京次日最高溫度為準(zhǔn)，如果日最高氣溫超過35 ℃，則次日予以實(shí)施尖峰電價(jià)。此種模式雖然對于尖峰負(fù)荷時(shí)段劃分更加精確，但留給用戶的反應(yīng)時(shí)間較短，會(huì)導(dǎo)致部分大工業(yè)用戶來不及調(diào)整用電行為，實(shí)際難以達(dá)到良好的削峰效果。

2 地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制研究

尖峰電價(jià)隸屬于分時(shí)電價(jià)的范疇，其基本理念是，認(rèn)為一年內(nèi)尖峰負(fù)荷僅在少數(shù)日的部分時(shí)段出現(xiàn)，通過對這些時(shí)段針對性地實(shí)施極高的尖峰電價(jià)能夠有效地減少或轉(zhuǎn)移負(fù)荷，取得比常規(guī)峰谷電價(jià)更好的效果。尖峰電價(jià)也是預(yù)先設(shè)定好時(shí)段和價(jià)格，與峰谷電價(jià)最大的區(qū)別是尖峰電價(jià)僅在一年內(nèi)的少數(shù)緊急日執(zhí)行。本節(jié)從平抑短時(shí)高峰負(fù)荷的需求出發(fā)，研究地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制，科學(xué)確定尖峰負(fù)荷時(shí)段以及尖峰電價(jià)上調(diào)幅度。

2.1 尖峰負(fù)荷時(shí)段測算

尖峰負(fù)荷是負(fù)荷需求極高導(dǎo)致供應(yīng)極其緊張的一種負(fù)荷，累計(jì)出現(xiàn)時(shí)間短、電量少、單次持續(xù)時(shí)間短、出現(xiàn)頻次低，但其存在會(huì)導(dǎo)致電力系統(tǒng)的備用容量短缺，影響電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。在實(shí)施尖峰電價(jià)機(jī)制之前，要先根據(jù)地區(qū)負(fù)荷實(shí)際情況確定尖峰負(fù)荷時(shí)段。

地區(qū)尖峰負(fù)荷時(shí)段的測算方法一般是選取該地區(qū)全年的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷數(shù)據(jù)作為測算依據(jù)，并設(shè)置一個(gè)負(fù)荷基準(zhǔn)值，當(dāng)負(fù)荷量超過設(shè)置的基準(zhǔn)值時(shí)視為尖峰時(shí)刻。根據(jù)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》里要求，尖峰時(shí)段應(yīng)根據(jù)前兩年當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負(fù)荷95%及以上用電負(fù)荷出現(xiàn)的時(shí)段合理確定，并考慮當(dāng)年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整。

2.2 地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)上調(diào)量測算

由電價(jià)的相對變動(dòng)引起的電能需求量的相對變動(dòng)稱為電量電價(jià)彈性，即在一定的時(shí)間段內(nèi)，用電量變化的百分比除以相應(yīng)的價(jià)格變化的百分比。典型的需求價(jià)格彈性曲線如圖1所示。

圖1 典型需求價(jià)格彈性曲線

其中

P

表示電價(jià)，

Q

表示電量。由于該曲線的確定很困難，所以經(jīng)濟(jì)學(xué)中為了計(jì)算方便通常進(jìn)行線性化處理，由此定義需求價(jià)格彈性系數(shù)

E

：

E

=(

ΔQ/Q

)

/

(

ΔP/P

)

(1)

式中：

ΔQ

、

ΔP

分別表示需求量變動(dòng)量和價(jià)格變動(dòng)量；

ΔQ/Q

表示需求量的變動(dòng)率；

ΔP/P

表示價(jià)格的變動(dòng)率。

確定季節(jié)性尖峰電價(jià)較高峰電價(jià)上調(diào)幅度可從滿足通過電價(jià)調(diào)整實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減預(yù)期量和“削峰式”需求響應(yīng)所需的補(bǔ)償資金額(季節(jié)性尖峰電價(jià)增收作為“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金來源)兩個(gè)方面考慮。

基于滿足通過電價(jià)調(diào)整實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減預(yù)期量的尖峰電價(jià)上調(diào)量

JFT

計(jì)算公式如下:

(2)

式中：

XJL

為預(yù)期通過執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減量，

PF

為執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)前工商業(yè)用戶在尖峰時(shí)段平均用電負(fù)荷，

E

為工商業(yè)用戶電力消費(fèi)價(jià)格彈性，

JFP

為工商業(yè)用戶上調(diào)前電價(jià)平均水平。基于滿足“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金的尖峰電價(jià)上調(diào)量

JFT

計(jì)算公式如下：

(3)

式中：

XFZJ

為“削峰式”需求響應(yīng)所需補(bǔ)償資金額，

WJF

為執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)前夏季7～8月工商業(yè)用戶尖峰時(shí)段總用電量。季節(jié)性尖峰電價(jià)上調(diào)量

JFT

取基于滿足通過電價(jià)調(diào)整實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減預(yù)期量的尖峰電價(jià)上調(diào)量

JFT

和基于滿足“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金的尖峰電價(jià)上調(diào)量

JFT

的最大值，即：

JFT

=max{

JFT

,

JFT

}

(4)

3 算例分析

本節(jié)以某地區(qū)電網(wǎng)為例，測算該地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)調(diào)整時(shí)段和調(diào)整幅度及實(shí)施范圍。調(diào)整時(shí)段根據(jù)地區(qū)用電負(fù)荷曲線確定，調(diào)整幅度需根據(jù)滿足通過電價(jià)調(diào)整實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減預(yù)期量、作為“削峰式”需求響應(yīng)資金來源和工商業(yè)用戶電力消費(fèi)價(jià)格彈性等因素確定。

選取該地區(qū)電網(wǎng)2018年全年的統(tǒng)調(diào)數(shù)據(jù)進(jìn)行測算，以2018年全年95

%

的最大負(fù)荷為基準(zhǔn)值測算，當(dāng)負(fù)荷量超過設(shè)置的基準(zhǔn)值時(shí)視為尖峰時(shí)刻。經(jīng)過平均化處理后，該地區(qū)2018年負(fù)荷超過基值負(fù)荷的尖峰時(shí)段集中在7、8月份的20:00～22:00，其中七月份累計(jì)尖峰時(shí)段約5小時(shí)，八月份累計(jì)尖峰時(shí)段約6小時(shí)，全年累計(jì)尖峰時(shí)段總計(jì)約11小時(shí)，具體分布見圖2。

圖2 該地區(qū)2018年度尖峰時(shí)段分布圖

假定2020年夏季7～8月20:00～22:00對該地區(qū)全部工商業(yè)用戶執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)，2019年夏季7～8月尖峰時(shí)段總用電量合計(jì)約16 億千瓦時(shí)，不執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)情況下預(yù)計(jì)2020年尖峰時(shí)段用電量同比增長5

%

，該地區(qū)工商業(yè)用戶電力消費(fèi)價(jià)格彈性為0

.

4，尖峰電價(jià)執(zhí)行前該時(shí)段工商業(yè)用戶售電均價(jià)為0

.

97 元

/

千瓦時(shí)。若基于滿足通過電價(jià)調(diào)整實(shí)現(xiàn)尖峰負(fù)荷削減預(yù)期量的尖峰電價(jià)上調(diào)量計(jì)算：假定預(yù)期通過尖峰電價(jià)設(shè)置實(shí)現(xiàn)削減最大負(fù)荷55萬千瓦。根據(jù)尖峰電價(jià)執(zhí)行前夏季7～8月尖峰時(shí)段總用電量，得到不執(zhí)行季節(jié)性尖峰電價(jià)情況下2020年工商業(yè)在尖峰時(shí)段平均用電負(fù)荷1 500千瓦，并考慮工商業(yè)現(xiàn)行電價(jià)水平和電力消費(fèi)價(jià)格彈性，當(dāng)季節(jié)性尖峰電價(jià)上調(diào)約8

.

9分

/

千瓦時(shí)時(shí)，能夠滿足削減25萬千瓦尖峰負(fù)荷。若基于滿足“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金的尖峰電價(jià)上調(diào)量計(jì)算：假定2020年執(zhí)行“削峰式”需求響應(yīng)，削減最大負(fù)荷的5

%

即148

.

5萬千瓦，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)取2

.

5元

/

千瓦時(shí)，全年執(zhí)行累計(jì)時(shí)長10小時(shí)，則“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金需求為3 700萬元。經(jīng)計(jì)算，當(dāng)季節(jié)性尖峰電價(jià)上調(diào)約7

.

3分

/

千瓦時(shí)時(shí)，能夠滿足削減最大負(fù)荷的5

%

對應(yīng)的“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金需求。綜上，取考慮上述兩種因素對應(yīng)的結(jié)果最大值，即：2020年該地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)上調(diào)約8

.

9分

/

千瓦時(shí)，能夠同時(shí)滿足預(yù)期通過尖峰電價(jià)設(shè)置實(shí)現(xiàn)削減最大負(fù)荷55萬千瓦和削減最大負(fù)荷的5

%

對應(yīng)的“削峰式”需求響應(yīng)補(bǔ)償資金需求。

4 結(jié)論

本文針對當(dāng)前電力供需新形勢所帶來的挑戰(zhàn)，研究地區(qū)季節(jié)性尖峰電價(jià)機(jī)制。從平抑短時(shí)高峰負(fù)荷的實(shí)際需求出發(fā)，科學(xué)確定尖峰電價(jià)實(shí)施時(shí)段以及價(jià)格水平，并以某地區(qū)電網(wǎng)為例進(jìn)行算例分析，針對該地區(qū)夏季晚高峰尖峰負(fù)荷引起的供電緊張，測算出該地區(qū)尖峰負(fù)荷時(shí)段以及尖峰電價(jià)上調(diào)幅度。在現(xiàn)階段電力現(xiàn)貨市場建設(shè)尚未成熟，無法有效通過市場行為引導(dǎo)用戶自發(fā)調(diào)節(jié)負(fù)荷的背景下，以行政定價(jià)的手段激勵(lì)用戶合理安排負(fù)荷、錯(cuò)峰用電，達(dá)到移除尖峰負(fù)荷，保證電網(wǎng)運(yùn)行的安全性和可靠性的目的。