分时电价研究新成果在用户入市报价中的应用探讨

张淑红，吴晋萍，张 卫

（1.青岛工学院，山东 胶州 266300；2.国网太原供电公司，山西 太原 030012）

0 引言

2021年10月，国务院国有资产监督管理委员会以（2021）1439号文颁发了“关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知”，文件对此项改革提出了4项目标，并提出要采取全面推进电力市场建设、做好市场交易与分时电价政策衔接等多项措施。本文将重点探讨分时电价研究新成果在用户入市报价中的应用。

1 电力现货市场试点概述

经过多年的努力，目前8个电力期货市场试点地区均已先后实现了按月连续结算试运行。文献[1]和文献[2]针对售电市场采用顺价模式时容易导致大量低谷电量难以入市的关键问题，提出改进发电侧交易方式、优化交易品种等措施，为完善顺价模式售电市场提供了新的实践方案；文献[3]在介绍山东电力现货市场的市场机制基础上，分析了试运行情况，研究了市场面临的问题和解决途径；文献[4]针对山西电网调峰能力不足、新能源消纳受限的特点，建立了电力现货与深度调峰市场的联合优化出清数学模型；文献[5]以广东起步的南方电力市场在2019年开展试运行的基础上，从市场集中度、边界条件变化、边际机组等方面展开深入分析；文献[6]介绍了欧美和我国电力现货市场建设的进展，从市场融合、市场运营水平提升等方面论述了电力现货市场建设的关键问题，展望了电力市场未来的发展；文献[7]针对电力现货市场下业务处理复杂、时效性要求高等特征，通过建立多维立体数据模型、算子库和列式数据仓，完成了电力交易的高性能清算，所研发的新清算系统已在多个省级现货市场试点单位使用。

2 洛桑德公式在分时电价结构设计和评价参数计算中的应用

2.1 持续负荷曲线洛桑德公式

20世纪20年代德国学者提出的持续负荷曲线洛桑德公式[8]有2种，分别为

其中：β为持续负荷曲线最小负荷率，即测计期内最小负荷与最大负荷之比β=Pzx/Pzd；t为以小时计的时间变量；T为以小时计的测计期；1/λ为负荷变动指数，即峰高与谷深之比。

f=[∑Pi/∑i]/Pzd=Ppj/Pzd，当1/λ<1.0，即f>（1+β）/2时，峰高<谷深，负荷变动较缓，此时用式（1）；当1/λ>1.0，即f<（1+β）/2，峰高>谷深，负荷变动剧烈，此时用式（2）。

由于持续负荷曲线与负荷曲线的特征值f、β和总电量保持不变，又因指数型函数积分较易计算，所以式（1）、式（2）在电力系统线损计算等诸多方面得到了应用。

2.2 洛桑德公式在分时电价设计中的应用

近年来笔者在分时电价研究中[9]，依据下一年度典型日负荷曲线，通过用户调查拟定全年峰电量转移最悲观、最可能、最乐观的比例值，由三角形相似和概率倍加原理可求得峰电量转移的期望时间；由持续负荷曲线与功率为0.95Ppj和1.05Ppj的2条平行线交点，可确定分时电价的平段时间。笔者引用了电力系统长时段线损计算中采用洛桑德公式和概率倍加原理所取得的研究成果，解决了分时电价实施年内的峰、平、谷电量总值计算的难题；在选定峰谷电价比值后，即可完成电网经营企业销售总收入不变的分时电价基本的结构设计。

2.3 洛桑德公式在分时电价评价参数计算中的应用

笔者将响应度曲线斜率即峰电量转移率与峰电价差率比值作为分时电价实施效果评价指标，对日负荷曲线（如图1所示）进行了研究[10]。

图1 负荷曲线参数与持续负荷曲线

图1 中，虚线是持续负荷曲线，t3=t1+t2，即为持续负荷曲线与负荷曲线等效的基础。在图1所示的日持续负荷曲线上，定义p（t）=f的函数点为均值时点，记为G；其对应时值可由洛桑德公式推导按式（4）计算。

G点将持续负荷曲线下的面积划分为3部分：三角形（f1G）、矩形（0fGtf）、梯形（tf GPβ1.0），其面积分别等值于当日的峰、平、谷3者的电量，文中给出了计算公式。

笔者引用文献[11]中负荷曲线及不同的价差率条件下3个阶段日负荷曲线的数据，构建了4个负荷曲线洛桑德公式，据文中所列公式完成了4个状态下的峰、平、谷电量的计算，求得不同价差率对应的峰电量转移率以及评价分时电价的指标即响应度曲线斜率Kf/g。分析表明该指标能有效反映价差率对峰电量转移的影响。

2.4 峰、平、谷电量2种计算方法的比较

a）2种方法的共同点是都需要根据某个时段内的负荷，计算该时段负荷曲线的特征值：负荷率f、最小负荷率β；计算洛桑德公式指数λ，完成该时段负荷曲线的建模。

b）长时段（月、季、年）的持续负荷曲线是全时段内时点负荷打破当日范围按降序或升序排列所得，所以不存在日负荷曲线上均值时点类似的概念，这是2种方法的区别。

c）超过1 d但不超过1周的极短时段内，不存在特殊运行方式，则1周以内的持续负荷曲线可以保留均值时点概念，以便于入市用户参与期货或实时电力市场的事前分析。

3 长时段峰、平、谷电量总值计算在签订合约电量交易合同时的应用

3.1 合约电量合同的签订

目前对用户侧参与电力市场化交易可能遇到的问题研究尚少。如长时段合约电力、电量计算和分时电价确定后的各时段电量分摊的优化等问题，参与电力市场化试点大用户和即将代理中小工商企业购电的电网企业都需要面对。

国家能源监管部门发文要求：参与市场交易的发、用电企业，在中长期交易合同签订时，应同时申报用电曲线、分时段电量电价，以反映用电曲线特性和分时价格差异。遵照此项要求，对已注册入市的工商业用户可以参照以下程序完成中长期合约电量合同的签订。

a）找到企业留存的分时电价实施前典型的月、季、年负荷曲线，经电量年增长率调整和各时段数据间协调，形成未来年度的月、季、年典型日负荷曲线。

b）按对应的特征参数完成相应的持续负荷曲线洛桑德公式建模。

c）根据参考文献[8]中表4-4所列数据求取月、季、年长时段3区段功率分点对应时点，继而用洛桑德公式积分计算或图解求得该长时段内峰、平、谷电量之值。

d）在已知下一年度峰、平、谷电价的条件下，按谷电少支付电费总额略高于峰电多支付电费总额、保留较高比例的低谷电量参与现货市场低价竞标两条原则，确定各电价时段对应的合约电量总值以及各时段合约供电功率。

3.2 与合约电量协同的电量需求曲线制作

贯彻前述两条原则的关键是寻求电量需求曲线的参数，具体步骤简述如下：

一是按长时段3区段划分，确定大方式、正常方式、小方式集合区对应的电量。

二是按已知峰谷电价拟定列入合约范围的峰区电量Qh.f、谷区电量Qh.g，满足谷电减支大于峰电多付的预定原则。

三是由已签约的3区电量Qh.f、Qh.g、Qh.p求得移出合约电量后的3区边端功率余值，其最大值、最小值即为移出合约电量后新负荷曲线功率最大值Px.zd，和最小值Px.zx。

四是由新负荷曲线的总电量和已求得新负荷曲线最大负荷和最小负荷，完成新负荷曲线的洛桑德公式建模。

五是在新负荷曲线的时间轴上标定能源监管部门规定的峰谷平时段，可以由洛桑德公式积分计算规定时间间隔内的电量，可得到峰平谷3个时段的电量电价曲线。

六是如因长假或设备检修等原因，月内有3种运行方式明显区别，仍可采用上述3区段分割方法，求得月内4个星期有所区别的用电曲线。

4 电网企业代理购电关键问题探讨

能源监管部门要求电网企业定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，现货市场运行或开展中长期分时段交易的地方，应考虑季节变更、节假日安排等因素，分别预测分时段用电量。能源监管部门提出的要求也正是电网企业代理购电需要解决的关键问题。

4.1 电网企业代理购电时预测中长期分时段用电量方法

电网企业代理众多中小工商业用户进入电力交易市场，就似同单个大工商企业一样，面临中长期分时段用电量计算和合约电量合同签订的管理责任，合约电量移走后新负荷曲线最大负荷Px.zd和最小负荷Px.zx要由多个因素计算比较确定，这是最终获取时段需电曲线的关键，也是电网企业代理购电与分时电价政策衔接的重要环节。

4.2 电网企业代理购电参与日前期货交易的分析

国家能源监管部门提出：“对现货市场运行的地方，电网企业代理的购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务，电网企业要单独预测代理购电用户负荷曲线，作为价格接受者参与市场出清”。笔者认为，由季、月长时段需求曲线向下延伸，提前预测周负荷曲线是可行的。采用本文介绍的第二种方法——均值时点法，可以计算1周或1 d的峰、平、谷电量，通过简单的积分运算，可以在日前或周前报出间隔15 min的需电量曲线，以此可参与日前期货交易。

4.3 电网企业代理购电的算例

以某地区年典型日负荷曲线作为电网企业代理工商业用户购电的年典型日负荷曲线，这里的主要数据为：年总电量Q∑=846.77×108（kW·h），Pzd=13 138.52 MW，Pzx=7 282.98 MW。计划签约中长期交易电量为总电量的30%，即Qh=0.3Q∑=254.03×108（kW·h）；计划高峰时段合约电量比平均数高20%，低谷时段合约电量比平均数低20%。该地区分时电价日负荷峰、平、谷时段长分别为9 h、6 h、9 h。

试确定代理购电中长期期货交易年度电量电价曲线。求解过程如下：

a）由年电量和负荷计算得f=0.736，β=0.554，λ=0.689 4。

得递增型持续负荷曲线洛桑德公式为

计算所得的P1（t）曲线如图2所示，其归一化的基准为P1.zd=13 138.52 MW。

图2 合约电量移去前后的负荷曲线

b）由文献[8]中表4-4所列三方式功率分点数据，以1/λ=1.451经插入法算得txzh*=0.177 7，tzhd*=0.829 1（下标xzh、zhd分别代表小中方式间分割、中大方式间分割），按24 h归算可得txzh=4.3 h，tzhd=19.9 h；按式（5）计算所得对应的功率分点值Pxzh=7 756.5 MW，Pzhd=11 743 MW。

c）由式（5）做（0-txzh*）与（txzh*-tzhd*）及（tzhd*-1.0）时间区间的积分运算，可计算出全年谷、平、峰各区段电量值，分别为Qg=0.137 4×Q∑=116.35×108（kW·h），Qp=0.642 9×Q∑=544.39×108（kW·h），Qf=0.219 7×Q∑=186.04×108（kW·h）。

d）按分摊计划可得合约电量各区段值：Qh.g=67.74×108（kW·h），Qh.p=84.68×108（kW·h），Qh.f=101.61×108（kW·h）。

e）各区段移去合约电量后最大负荷变化量计算：ΔPg=Qh.g/（365×4.3）=4 316 MW，ΔPp=Qh.p/[365×（19.9-4.3）]=1 487 MW，ΔPf=Qh.f/[365×（24-19.9）]=6 790 MW；在图2中虚线限定的范围①、②、③表示移去的合约电量。

f）由图2可知，移去合约电量后峰、平、谷3区段的范围内,功率最大值分别为：Pg.zd=Pxzh-ΔPg=7 756.5-4 316=3 440.5 MW，Pp.zd=Pzhd-ΔPp=11 743-1 487=10 256 MW，Pf.zd=Pzd-ΔPf=13 138.52-6 790=6 348.52 MW。

g）移去合约电量后新负荷曲线（以下标x标注）最大、最小功率为：Px.zd=10 256 MW，Px.zx=3 441 MW；新负荷曲线年总电量Wx.n=592.74×108kW·h。由Px.zd、Px.zx、Wx.n3个数据即得到新负荷曲线参数和洛桑德公式分别为：f=0.659 8，β=0.342 1，λ=1.071。

此负荷曲线如图2中P2（t）所示，其归一化的基准为P2.zd=Px.zd=10 256 MW。

h）对式（6）全时段积分可得f=0.659 8。按规定的峰谷分时电价时段划分为9 h、6 h、9 h，取（0：00-9：00）、（9：00-15：00）、（15：00-24：00）3个区间，对式（6）做积分运算，可算出移出合约电量后分时段电量值分别为：Qx.g=Qx.g.*×Wx.n=（0.170 0/0.659 8）×592.74×108=152.72×108（kW·h），Qx.p=Qx.p.*×Wx.n=（0.163 8/0.659 8）×592.74×108=147.16×108（kW·h），Qx.f=Qx.f.*×Wx.n=（0.326/0.659 8）×592.74×108=292.86×108（kW·h）。

i）代理购电的算例最终结果是：中长期购电安排其谷平峰时段用电负荷分别为ΔPg=4 316 MW，ΔPp=1 487 MW，ΔPf=6 790 MW，其值如图2中表示移走的合约电量区间竖向间距所代表；中长期购电安排后，当谷、平、峰时段为9、6、9 h时，进入市场交易的分时段电量分别为Qx.g=152.72×108（kW·h），Qx.p=147.16×108（kW·h），Qx.f=292.86×108（kW·h）；在确定分时电价的前提下，即可提供完整的全年中长期合约电量和分时段需电量、电价曲线；如中长期合约签订改变了安排，分时段需电量曲线则需重新分析计算；如有必要可将分时段电量计算向季、月下移，但需注意数据衔接和平衡。

分摊中长期合约电量后谷平峰3区段电量的比率为0.26/0.25/0.49，与原比率0.14/0.64/0.22明显不同，平峰电量差明显减小；如确定峰、平、谷价差比，则合约电量的安排优化还需做更全面的分析比较。由此可见：中长期合约电量的安排优化是市场化交易与分时电价政策衔接的重要环节。

5 结论与建议

本文介绍了国内进行电力市场化交易试点单位的主要经验和电力市场化清算系统的创新成果，预示了我国电力系统全面进入市场化运行的良好远景；针对作者对分时电价所做的研究，阐述了电力销售侧可用的长、短时段峰、平、谷电量计算方法；以规模化的电网企业代理购电数据为算例，阐述了负荷曲线洛桑德公式建模、长时段峰平谷电量计算、中长期合约电量分摊以及对峰平谷电量区内功率的影响、合约电量移去后新负荷曲线建模，最终计算出与合约电量签订对应的3个时段合约电量销售和峰平谷时段的电量曲线。算例表明，本文提出的方法使市场化与分时电价二者的衔接明晰化，因而也可供独立进入电力消费市场的大用户参考使用。继续研究分时电价与市场化衔接多个环节的优化，发掘过渡期潜在的市场化效益，是作者继续努力的方向。