第5章 智能電網下需求響應及相關電價研究

5.1 國內外電力需求響應主要模式

許多國家和地區對DR進行了廣泛的研究與實踐，尤其是美國在開展DR方面組織完善，取得了良好的效果。2005年8月，美國總統布什簽署能源政策法案( E-PACT)，明確規定將對實施DR給予大力支持;之后，美國能源部于2006年2月向美國國會提交了DR的研究報告，詳細闡述實施DR的效益和相關建議。另外，美國聯邦能源監管委員會( FERC)也分別于2006年8月和2007年9月向美國國會提交DR的年度報告，系統分析了DR的實施背景與現狀、DR對系統的影響以及高級計量基礎設施(AMI-advanced metering infrastructure)在DR中的應用。目前，美國加州ISO(CAISO)、新英格蘭ISO(ISO2NE)和賓夕法尼亞——新澤西——馬里蘭(PJ M)RTO等7個ISO/RTO，以及太平洋天然氣與電氣(PG&E)和南加州愛迪生(SCE)等眾多電力公司都已經陸續建立了基于市場運作的DR項目。

根據美國各個ISO/RTO的統計，在2006年夏季高峰負荷時期，通過實施DR降低了系統114%～411%的高峰負荷。其他國家和地區(如英國、北歐、澳大利亞等)的電力市場也開展了DR項目。

根據美國能源部的研究報告，可以按照用戶不同的響應方式將電力市場下的DR劃分為以下兩種類型：基于價格的DR(Price Basecl DR)和基于激勵的DR(In-centive Based DR)。

5.1.1 基于價格的需求響應

基于價格的DR是指用戶響應零售電價的變化并相應地調整用電需求，包括分時電價( Time of use Pricing，TOU)、實時電價(Real Time Pricing，RTP)和尖峰電價( Critical Peak Pricing，CPP)等。用戶通過內部的經濟決策過程，將用電時段調整到低電價時段，并在高電價時段減少用電，來實現減少電費支出的目的。參與此類DR項目的用戶可以與DR實施機構簽訂相關的定價合同，但用戶在進行負荷調整時是完全自愿的。目前，在美同主要有以下3種零售電價的執行方式：強制電價( manda-tory iervice pricing)，即強制用戶執行某種電價，如強制大用戶執行TOU;默認電價(default service pricing)，即設定一種電價作為用戶的默認電價，如果用戶不接受，可以選擇其他電價;可選擇電價( optional service pricing)，即提供用戶一個電價選擇表，用戶根據自身情況可以選擇其中的一種。

1.分時電價(TOU)

價格機制是市場機制的核心，公平合理的電價能夠提供正確的經濟信號，實現社會資源的優化配置。在電力市場的建設初期，零售電價往往是單一的固定電價，而這忽視了系統不同時段邊際供電成本的差別，造成非高峰時段的用戶對高峰時段用戶的補貼。基于規制經濟學中的高峰負荷定價理論，TOU是一種可以有效反映電力系統不同時段供電成本差別的電價機制，峰谷電價、季節電價和豐枯電價等是其常見的幾種形式。根據電網的負荷特性，將ld(l年)劃分為峰谷平等時段(季節)，通過將低谷時段(季節)電價適當調低、高峰時段(季節)電價適當調高的價格信號來引導用戶采取合理的用電結構和方式，將高峰時段(季節)的部分負荷轉移到低谷時段(季節)，實現削峰填谷和平衡季節負荷的目標。國內外已有大量文獻對TOU進行廣泛的研究，主要集中以下幾個方面：

(1)TOU的用戶響應。研究用戶需求對TOU的響應規律，是制定合理的TOU水平和TOU時段劃分的基礎，這可以采用根據歷史數據擬合得出響應度曲線和采用需求彈性來分析用戶響應。由于電力需求價格彈性更適合于定量分析，因而被廣泛應用于分析用戶響應，如利用對數電力成本函數得出需求彈性和負荷的總體價格彈性與時間價格彈性進行分析。為了能更準確地描述用戶對TOU的響應，可以利用電量電價彈性矩陣來綜合描述需求價格彈性，矩陣中的自彈性系數和交叉彈性系數分別用來描述單時段和多時段的用戶響應。秦禎芳等(2004)通過分析該矩陣的結構特點，給出了一種簡化求取方法;CELEBIE等(2007)結合了電量電價彈性矩陣和延遲彈性矩陣來綜合衡量用戶響應。

(2)TOU的實施機制。目前很多國家已經在大型工商業用戶中普遍將TOU作為默認電價實施。在制定TOU時主要有兩類方法：基于電能供應成本分析的方法和基于負荷響應分析的方法。在基于電能供應成本分析的方法中，包括利用高峰負荷定價理論對高峰和非高峰時段進行差別定價，利用隨機生產模擬計算平均和邊際電能成本來制定峰谷定價，基于邊際成本或利潤最大化進行TOU定價。在基于負荷響應分析的方法中，包括基于模糊隸屬度函數和用戶響應度函數的峰谷電價模型、基于電量電價彈性矩陣并考慮用戶滿意度的峰谷電價模型、基于3階的峰谷平豐枯平電量電價彈性矩陣的峰谷/豐枯電價綜合模型、基于豐枯電量電價彈性矩陣并考慮豐枯負荷平衡與水火互濟的豐枯季節電價模型。CELEBIE等(2007)則綜合了邊際電能成本定價和負荷響應分析，利用多時段的電力批發與零售市場均衡模型來制定TOU。

(3)TOU對系統的影響。通過實施時間上的差別定價，TOU可以比單一電價制度實現更高的市場效率和多方面的效益，包括削峰填谷和增加社會福利等方面：在電力市場初期，相對固定的零售電價與經常波動的批發市場電價存在不同步的問題，使供電公司面臨一定的市場風險，而通過TOU來實現零售電價與批發電價聯動，可以使供電公司有效管理購售電風險。

2.實時電價( RTP)

電價的更新周期是確定電價體系時的一個重要考慮因素，該周期越短，則電價的杠桿作用發揮越充分，但對技術支持的要求也越高。TOU的時段劃分和費率都是事先確定的，其更新周期通常為1個季度以上，只能反映電力系統長期的每日或季節供電成本變化，因而，當系統出現短期容量短缺時。TOU不能給予用戶進一步削減負荷的激勵。而零售側RTP是一種動態定價機制，其更新周期可以達到1h或者更短，通過將零售側的價格與電力批發市場的出清電價聯動，可以精確反映每天各時段供電成本的變化并有效傳達電價信號。

RTP理論源于美國學者F.C.Schweppe提出的現貨電價(spot price)概念，借助最優潮流等工具，RTP理論得到了不斷地完善和補充，陸續提出了節點邊際電價和區域電價的概念，在發電側定價方面得到了廣泛應用。雖然F.C.Schweppe主張首先對零售側實行RTP，而發電側仍保持原有的工業結構，但由于零售側的容量分散性和技術條件限制等原因，許多國家都只是在有限范圍內實施了RTP。目前RTP的研究主要有以下幾個方面：

(1) RTP的實施機制。美國從20世紀80年代以來針對大型工商業用戶實施了RTP，而且一般將RTP作為可選擇電價捉供給大用戶，只在一些開放零售市場的州中將RTP作為默認電價提供給大用戶。考慮到社會和政治影響以及居民用戶的技術條件，RTP還沒有在居民用戶中普遍實施，只有伊利諾斯州將RTP作為可選擇電價提供給居民用戶。為了使用戶有充足的時間來響應RTP.零售側RTP通常基于日前或小時前批發市場的電價，計費間隔一般為th.這樣，用戶就可以根據各時段電價提前1d或者1h作出用電計劃的調整。為了保護用戶利益，一般采用兩部制RTP (two part RTP)，即定義用戶在高峰和非高峰時段的基線負荷，基線負荷不實行RTP(通常實行固定電價或TOU)，只針對超出/低于基線負荷的那部分負荷實行RTP。另外，用戶也可以利用保險和套期保值等金融工具來規避RTP的價格風險。

(2) RTP的用戶響應。研究用戶對RTP的響應行為有利于合理制定RTP實施方案并了解用戶對RTP的滿意度。針對短期的高電價，用戶通常有3種響應方式：放棄用電、轉移用電和啟用自備發電機。DARYANIAN等(2007)針對存儲類型(轉移用電)用戶分析了其最優RTP響應模型。GOLDMAN(2007)分析了尼亞加拉莫霍電力公司( NMPC)對大用戶實施RTP的響應行為。在放棄用電的用戶中，有65%的用戶表示幾乎未受到影響;在轉移用電的用戶中，有35%的用戶將用電轉移到了當天其他時段，47%的用戶將用電轉移到了第2天，18%的用戶將用電轉移到了第3天。GOLDMAN( 2007)分析指出，參與RTP的用戶中雖然有54%的用戶沒有作出響應，但只有15%的用戶不滿意。

(3)RTP對系統的影響。由于RTP能及時反映邊際供電成本.因而，它在經濟學上是最優的零售側定價方式，可以給用戶和電力公司帶來多方面的效益，如用戶的電費節省和削減系統峰荷等。通過對實施RTP和TOU的分析比較表明：相比單一電價制度，在經濟盈余方面，TOU只有RTP的8%～29%。美國加州電力市場中如果對部分用戶實施RTP，需求的少量減少可以使批發價格大幅下降。

(4)實施RTP的技術支持。參與RTP的用戶需要對RTP作出實時響應，但讓用戶頻繁地觀察電價變化并作出用電調整是不現實的。美國已有不少RTP實施機構免費為用戶安裝能夠進行實時計量、通信并自動響應電價變化的AMI，以鼓勵用戶積極參與RTP，用戶也可以利用基于互聯網的DR管理系統來進行輔助決策分析。

3.尖峰電價(CPP)

雖然RTP是理想的定價方式，然而在電力市場建設初期，要在零售側全面實施RTP還有一定的難度。CPP是在TOU和RTP的基礎上發展起來的一種動態電價機制，即通過在TOU上疊加尖峰費率而形成的。CPP實施機構預先公布尖峰事件的時段設定標準(如系統緊急情況或者電價高峰時期)以及對應的尖峰費率，在非尖峰時段執行TOU(用戶還可以獲得相應的電價折扣)，但在尖峰時段執行尖峰費率，井提前一定的時間通知用戶(通常為ld以內)，用戶則可作出相應的用電計劃調整，也可通過AMI來自動響應CPP。由于CPP的費率也是事先確定的，因而在經濟效率上不如RTP。但CPP可以降低RTP潛在的價格風險，反映系統尖峰時段的短期供電成本，因而優于TOU。目前，CPP的研究主要集中在以下幾個方面。

(1) CPP的實施機制。法國電力公司(EDF)于20世紀80年代實施了首例CPP，即將CPP作為默認電價提供給居民用戶。目前在美國CPP相對沒有TOU和RTP那么普及，只有部分機構針對大型工商業用戶和普通居民用戶進行了CPP試點實施，如佛羅里達州的海灣( Gulf)電力公司、加州的全州電價試點(statewide pri-cing pilot，SPP)項目等。CPP主要有以下幾種模式：①同定時段CPP( fixed periodCPP，CPP-F)。尖峰時段的起始時刻、持續時間和尖峰事件的最大允許執行天數都是事先確定的，但具體在哪些天執行尖峰事件不是事先確定的，并通常基于日前市場的情況來觸發尖峰事件。②變動時段CPP( variable period CPP，CPP- V)。尖峰時段的起始時刻、持續時間和具體在哪些天執行尖峰事件都不是事先確定的，而是在實時市場中確定的。由于其實時性較高，因而一般需要在用戶側安裝AMI，以實現自動響應尖峰事件。③變動峰荷定價( variable peak pricing，VPP)。事先設定一定時期(如1個月)內的平時段和谷時段的電價，而峰時段的電價則與批發市場電價聯動。④尖峰補貼電價( critical peak rebates，CPR)。用戶保留原有的單一固定電價制度，如果用戶在尖峰時段削減負荷，可以獲得相應的補貼。

(2) CPP的用戶響應。FARuoui等(2005)，PIETTE等(2007)、HERTER等(2007)詳細分析了美國加州的SPP項目，統計結果表明參與CPP用戶的滿意度是非常高的，有87%的用戶認為該項目設計得非常公平。相比工商業用戶，雖然居民用戶的尖峰時段負荷削減和獲得的電費節省更少，但對CPP的響應程度卻高出15%，這突破了傳統認為居民用戶響應程度低于工商業用戶的觀點。另外.AMI在用戶對CPP的響應率方面起到了關鍵的作用，有大約2/3的負荷削減是通過AMI來實現的。由于CPP在各類型用戶中取得了良好的實施效果，因而可以考慮全范圍實施CPP。

(3)CPP對系統的影響。通過實施CPP可以有效地降低系統在尖峰時段的負荷，如美國加州通過實施CPP，使參與CPP的居民用戶在尖峰時段的基線負荷分別平均降低了41%(2h尖峰時段，有AMI)、25%(Sh尖峰時段，有AMI)和13%(sh尖峰時段，無AMI)。在負荷削減比例方面，CPP用戶也比TOU用戶高出5%.驗證了CPP的有效性。

5.1.2基于激勵的需求響應

基于激勵的DR是指DR實施機構通過制定確定性的或者隨時間變化的政策，來激勵用戶在系統可靠性受到影響或者電價較高時及時響應井削減負荷，包括直接負荷控制( direct load control，DI,C)、可中斷負荷(interruptible load.IL)、需求側競價(demand side bidding，DSB)、緊急需求響應(emergency demand response.EDR)和容量/輔助服務計劃(capacity/ancillary servicc program.CASP)等。激勵費率一般是獨立于或者疊加于用戶的零售電價之上的，并且有電價折扣或者負荷賠償兩種方式。參與此類DR項目的用戶一般需要與DR的實施機構簽訂合同，并在合同中明確用戶的基本負荷消費量和削減負荷量的計算方法、激勵費率的確定方法以及用戶不能按照合同規定進行響應時的懲罰措施等。

1.直接負荷控制(DLC)

DLC是指在系統高峰時段由DLC執行機構通過遠端控制裝置關閉或者循環控制用戶的用電設備，提前通知時間一般在15min以內。DLC 一般適用于居民或小型的商業用戶，且參與的可控制負荷一般是那種短時間的停電對其供電服務質量影響不大的負荷，例如電熱水器和空調等具有熱能儲存能力的負荷，參與用戶可以獲得相應的中斷補償。

DLC作為一種簡單和實用的DR手段，在美國和中國臺灣已經成功實施了多年。目前國內外已有大量文獻對DLC的實施機制即DLC優化調度模型進行了研究。電力公司一般通過最小化系統峰荷和運行成本，或者最大化用戶滿意度和企業利潤來實施DLC。在從傳統的電力工業體制轉變到引人競爭的電力市場環境的過程中，DLC優化調度模型經歷了從基于成本分析到基于利潤分析的發展、從只考慮電力公司利益的單一目標到兼顧電力公司和用戶利益的多目標的發展，另外，將DLC與其他DR項目如IL進行協調優化也成為電力市場下DLC研究的趨勢。在進行DLC優化調度建模的時候，需要考慮反彈負荷(energy payback)對削峰效果的影響，這也是DLC區別于IL的重要特征。由于不同類型負荷的反彈特性是不一樣的，因而，很難得到精確的反彈負荷模型，通常使用的是3階段反彈負荷模型。

DLC優化調度問題在數學上是復雜的多目標組合優化問題，求解方法主要有傳統優化方法和啟發式優化方法。其中，在傳統優化方法方面包括線性規劃、多目標線性規劃、逐步近似梯度法、動態規劃、多步動態規劃和模糊動態規劃等;啟發式優化方法包括遺傳算法、多目標進化算法和蟻群算法等。

2.可中斷負荷(IL)

IL是根據供需雙方事先的合同約定，在電網高峰時段由IL實施機構向用戶發出中斷請求信號，經用戶響應后中斷部分供電的一種方法。對用電可靠性要求不高的用戶，可減少或停止部分用電避開電網尖峰，并且可獲得相應的中斷補償。IL一般適用于大型工業和商業用戶，是電網錯峰比較理想的控制方式。目前，國內外已有大量文獻對IL進行了廣泛的研究，主要集中在以下幾個方面：

(1)設計合理的IL實施機制。目前主要有以下幾種IL實施機制：①簽訂IL合同。IL的實施通常通過簽訂合同來實現。合同中通常會明確提前通知時間、停電持續時間、中斷容量和補償方式等因素，而且這些IL合同一般都需要具有引導理性用戶披露其真實缺電成本的激勵相容特性。可以利用金融工具設計IL合同，如電力供應商買人看漲期權而用戶賣出看漲期權的IL合同、電力供應商買入看跌期權而獨立發電商賣出看跌期權的IL合同、引入雙值看漲期權的IL合同、帶雙邊期權的IL合同;可以基于用戶缺電成本設計IL合同，如基于二次的用戶缺電成本函數并分別引入連續和離散取值的用戶類型參數的IL合同，以及進一步考慮了用戶最大IL限制的IL合同。②通過DSB方式。一般將通過非競價方式確定的IL合同稱為基本IL 項目，而將通過竟價方式確定的IL作為DSB項目來研究。IL合同中規定的用戶補償方式是IL合同的重要內容，目前主要有電價折扣和中斷賠償這兩種補償方式。針對這兩種補償方式不同的經濟特性和互補性，可以利用風險管理的方法協調優化這2類IL用戶與電力公司簽訂IL合同以后，存在用戶接到系統中斷指令后不能響應的可能性，而IL的購買者將因此面臨電網運行安全和經濟損失的風險，將保險機制引入IL合同的設計中，利用基本IL合同和IL保險來反映不同可靠性的IL資源的價值差別，可以激勵用戶提高響應的可靠性。

(2)評估實施IL對系統運行的影響。IL作為一種可以快速并積極響應的DR措施，可以提高需求側對市場價格的響應，對系統運行有多方面影響。在可靠性方面，實施IL能提供系統非旋轉備用和事故備用，減少發電側的容量投資，實現備用容量的優化配置，提高發電容量充裕度，降低系統峰荷.緩解系統阻塞。在經濟性方面，實施IL可以降低系統運行費用，增加需求側彈性，削弱價格尖峰.供電商可以在實時電價偏高時利用IL降低市場風險.用戶也可以得到相應的中斷補償。

3.需求側競價( DSB)

DSB是需求側資源參與電力市場競爭的一種實施機制，它使用戶能夠通過改變自己的用電方式，以競價的形式主動參與市場競爭并獲得相應的經濟利益，而不再單純是價格的接受者。供電公司、電力零售商和大用戶可以直接參與DSB.而小型的分散用戶可以通過第三方的綜合負荷代理( AggregaLor)間接參與DSB。DSB有多種靈活的實施機制，目前已有不少文獻進行了研究，主要集中在以下兩個方面：

(1)全部電力需求參與市場競爭。這有如下形式：①用戶直接與發電公司簽訂雙邊交易合同，如大用戶直購電。②需求側(供電公司、電力零售商或大用戶)參與市場需求競價，即提供類似發電公司競價曲線的需求側競價曲線，如基于線性競價函數的發電公司和大用戶競價的隨機優化模型、考慮風險的購電商最優購電分配并結合電價預測DSB策略、在北歐電力市場中電力零售商的分段線性報價模型、購電商參與日前和實時平衡市場競價的兩階段博弈過程，以及針對發電公司、供電公司和大用戶共同參與競價的市場中考慮風險的供電公司最優競價策略。

(2)參與需求改變量的競爭。這部分內容相當豐富，與電力市場諸多方面相聯系。在不同形式的市場，用戶可以參與主/輔市場競價，如參與主能量市場競價或者與電能/備用報價聯合出清、參與輔助服務市場競價、參與緊急需求響應競價等;在不同的時間尺度上，用戶可以參與日前/實時市場競價;在不同的市場運行模型，用戶可以參與物理/合同市場競價;根據不同的調整方式，用戶可以參與增減負荷競價。在允許DSB的電力市場中，用戶可以主動參與市場的一系列定價過程中，有利于社會效益的最大化。DSB作為系統的備用容量有利于提高系統可靠性和備用資源的靈活性;同時，實施DSB也可以顯著提高需求彈性，進而有效抑制發電商的市場力和價格尖峰。

5.1.3 國內現行電價概述

由于國內電力市場的特殊性，現國內用戶側實行的電價以峰谷電價和階梯電價為主。

分時電價也被稱為峰谷電價，是根據電網的需求特性以及負荷變化情況，將一天24小時劃分為峰、尖、平、谷等若干時段，每一時段采取不同的售電價格，從而引導用戶合理安排在每個時間段的用電量，該價格應該在市場上起到配置資源、削峰填谷和提高電力資源利用率的作用。實行峰谷電價后，在一定程度上能夠拉平電力系統的負荷曲線，起到削峰填谷、平衡負荷等作用，也可以減少發電企業的備用容量，節省發電企業資金。同時，分時電價劃分按照日循環，且根據年負荷曲線的加權平均曲線來制定，很難精細化調整，不能夠貼切地反映電價供需情況。在執行峰谷電價的過程中，由于制定的峰谷時段過于固定僵硬，從而出現了峰谷時段偏移狀況，對執行制定峰谷電價偏移初衷，背道而馳。

階梯電價全名為階梯式累進電價，是指將用戶每月、每季度或每年的總用電量設置為若干階梯。第一階梯為基數電量，此階梯內電量較少，每千瓦時電價也較低;第二階梯點將較高，電價也較高;第三階梯電量更多，電價漲幅更高，依次類推。隨著用戶的消費電量的增長，每千瓦時電價逐級遞增。根據國家發改委公布的《居民生活用電實行階梯電價指導意見》，2012年我國全面實行階梯電價。階梯電價的優點在于，能夠通過累進式的電價計費，從而通過價格杠桿來均衡用戶的需求，達到需求側管理的目的;同時，也能夠減少電價之間的交叉補貼，使得居民電價常年偏低的情況得以緩解。但是，在實施階梯電價的過程中，不利于拉動內需，且居民的居住條件不同、電表應對的人數亦不同，如何保證公平合理，亦需仔細權衡。

目前，北京、上海、浙江等先后公布階梯電價聽證方案。公布的居民用電方案中，結合峰谷電價和階梯電價，從時段和用電量上來引導居民合理用電，從而進行需求側管理。上海市公布的階梯電價聽證方案對比浙江執行的階梯電價方案，可以看出此次上海公布的三個方案較原先有較大的改進。從單一的每個月對居民用戶電價進行階梯分量推廣到按照季度、年度執行。上海市公布的階梯電價方案，第一檔電價峰時為0.617元/度，谷時為0.307元/度;第二檔電價峰時為0.667元/度，谷時為0.357元/度;第i檔電價峰時為0.917元/度，谷時為0.607元/度。實施的三個階梯劃分方案根據月度、季度、年度總用電量進行：月度萬案第一檔電量為260度，第二檔為400度，該方案沒有考慮到居民在高峰季度和低谷季度用電的差異;季度方案在高峰月季(1、7、8、12月)第一檔為350度，第二檔為540度;在非高峰月季(2～6月、9～11月)第一檔為210度，第二檔為320度。該方案考慮了不同季節電量差異的因素，但是上海地區電表抄表時問跨度較長，很難與季節性時段精確匹配，管理難度大，也由于氣候原因，每年高溫和天冷時間分布不均，很難科學合理地制定所謂高峰月份。年度方案第一檔為3 120度，第二檔為4 800度，該方案能夠讓上海的居民用足了每月260度的階梯電量技術，有利于電力公司減少抄表糾紛，操作和管理成本相對較低，減少因執行階梯電價從而對居民產生的電費支出影響;但是該方案的缺點在于約束效果太弱，時間跨度長，可能會因為全年電價前低后高產生一定的矛盾。

總的來看，國內現行電價從原先的單一制逐步完善多樣，更能切合我國的現有國情。但是在執行各類電價中，依舊出現很多問題，如峰谷電價執行期間產生的峰時段偏移以及階梯電價階梯量的制定，都會對電力公司以及用戶的利益產生損害。如何在現有電價的基礎上完善改進，在智能電網的大背景下有效執行需求側管理.利用電價杠桿管理用戶，使得雙方共同獲益，是現在需要攻克的問題之一。