中国储能网讯：需求侧响应中的经济学原理

曾鸣，华北电力大学教授

王冬容，中电国际政研室副主任

陈贞，北京电力公司营销专责

摘要：电力需求侧响应就是运用系统可靠性项目或基于市场的价格去影响需求的时间和水平。总结介绍了需求侧响应在零售市场的几种应用形式，即可中断负荷项目、电量回购项目和动态电价项目，并对几个成功案例进行了介绍和分析，提出了需求侧响应尤其是动态电价项目在我国的设计机制。

关键词：需求侧响应;电力零售市场;可中断负荷;电量回购;动态电价

零售层次的需求侧响应项目主要有可中断负荷项目、电量回购项目和动态电价项目。

在电力零售领域已经放开的情形下，零售商和消费者签订在一定价格下向其供电的合同，然后设法在批发市场购买足够的电量和辅助服务来履行这些合同。在这种情形下，零售商面临一个最大的问题就是如何定价，如何对不同类型的消费者提供不同的价格选择;如何管理由于消费者未来的负荷以及批发市场价格的双重不确定性造成的财务风险。也就是说，面对未来的任意时段，零售商既无法精确知道他们的消费者将要消费多少电量，更无法预测届时批发市场的价格将会怎样。

因此，当零售商向消费者提供固定价格服务时，他将面临双重风险：批发价格波动风险和负荷波动风险。价格和负荷都受许许多多的因素共同影响，如负荷对宏观经济和天气变化都很敏感。消费者新增加负荷时往往也不会通知零售商，所以零售商不可能依靠远期合同来恰好满足他们用户的所有需求。他们要么采取购买稍多于预测负荷的电量然后再在现货市场转卖，要么实施需求侧响应项目，与消费者签订可中断负荷合同或电量回购合同以对电量风险进行管理，或者实施动态电价项目以对电价风险进行管理。

1、电量回购与可中断负荷

电力零售市场中的电量回购和可中断负荷项目与电力批发市场中的系统导向型的紧急需求侧响应项目相对应，二者的操作要点相似，其区别在于前者是由售电公司组织招标和合同设计，由消费者与售电公司签订合同，后者是由系统运营机构组织招标和合同设计，由消费者与系统运营机构签订合同;前者的目的是为售电公司管理电量波动风险，其实质是将这一风险管理收益在售电公司和消费者之间分享;后者的目的是为系统运营机构管理系统和市场稳定风险，其实质是将这一风险管理收益的外部性一定地内化给提供者。

目前在国家零售市场成功实施且有影响的这一类型项目并不多，原因在于目前各个市场的平均零售电价都不高，市场中容量供应充足，零售商普遍采用“过合同”策略来管理电量异动风险，比采用需求侧回购策略要更为成本有效。

目前几个较有影响力的需求侧回购项目均来自加州电力危机时期的几个美国电力公司。如波特兰通用电力公司(PGE )的需求侧回购项目，南加州爱迪生电力公司(SCE )和圣地亚哥天然气电力公司(SDG&E)的可中断需求侧响应项目等。PGE 的需求侧回购项目是一个自愿型、配额型的需求侧投标项目。在2001年，PGE 为需求侧回购项目设计了3 种负荷削减投标：包括日前、计划前(从一周前到一日前)和期间事件(持续几周到几月)。2001年9 月，该项目共有26个用户参与，潜在可削减负荷23万kW;该公司规定负荷高于250 kW的用户均可参加，但实际参加的用户中超过2/3的用户负荷在500 kW以上。PGE 在引导参与者发挥尽可能多的需求侧响应作用方面取得了显著的成功。从 2000年7 月到 2001年5 月，共计有122 个事件日，导致的平均负荷削减量为 162 MW。在 2000年9 月，当电量回购价格达到300 美元/MWh 时，总的潜在负荷削减达到参与者总的夏季峰荷的50% 。PGE 的需求侧回购项目成功的一个关键因素在于 PGE 和每一个参与者一起寻找适合于各个参与者的负荷削减策略，并对负荷削减额予以量化;另一个关键因素在于这些项目恰好是在美国西岸电力批发价疯涨的时候推出的。通过购买这些负荷削减，PGE 得以避免在批发市场购买昂贵的电能来满足这些短期负荷的需求，或者得以在批发市场出售多余的容量，从而获取更大的经济效益。加州的SCE 和SDG&E的可中断需求侧响应项目共计提供了147 万kW 的可得负荷削减量，为加州电力危机的缓解和恢复起到了一定的作用。

2、动态电价项目

在电力零售价格的安排上有两个极端。第一个极端是对每一单位的电力消费都采用一个稳定的平价，也就是说在合同期内每一小时的电力消费都为已知的固定的合同价格。在这种安排下，供电公司承担全部批发市场价格波动的风险，所以这个平稳的价格中包含了一个风险收益;而从消费者的角度来看，该风险收益相当于为防范电力价格波动的一个保险成本。另一个极端就是供电公司只保证供应电量，而消费者价格完全和批发市场价格相联系。在这种安排下，供电公司的风险完全消除，他们只获得成本回收收益;而消费者承担所有的批发价格不确定风险，这种选择一般只在某些电力市场中的大用户可以得到。

在这两个极端之间，存在着许许多多种可能的价格结构，对批发价格波动和负荷波动不确定性的风险分布也各不相同。有一种常见的安排是，各个特定时间段采用不同的价格，但这些价格事先已知，如季节电价，分时电价等。另一种是在某些时间段采用变动的动态价格去匹配批发市场价格，如实时定价，关键峰荷定价等。电价确定性成分越多，则其中包含的风险收益成分越多，确定性成分越少，则风险收益成分越少。从理论上而言，平均电价水平将随着电价确定性水平的降低而降低。

2.1 美国乔治亚州两部制实时定价(RTP)项目

乔治亚电力公司(GPC )开发和提供两部制 RTP产品已有10余年的历史。这种电价产品包含两个关键部分：一是标准电价，用于用户的基准线负荷(CBL )，基准线负荷是依据该用户典型的历史负荷使用情况核定的;二是实时电价成分，用于用户真实负荷与基准线负荷的偏差部分。

如果用户保持在负荷基准线，那么始终执行标准电价，也就是说，不受实时电价波动的影响;如果用户对实时电价产生响应，削减了负荷，则相比负荷基准削减了的负荷按实时电价贷记在消费者账上(即返回给消费者)。同样，超过基准的部分也就按实时电价收费。但是对于预计到自己要超基准的用户可以和GPC 签合同购买“价格保护产品”，这种产品使得该用户可以购买远期合同来增加他们的基准。

目前该项目有1 700多个工商业用户参与，总峰荷为500 万kW。从目前运行情况来看，当峰荷电价在0.5~2.0美元/kWh 段时，负荷响应高达20% ，也就是说达100 万kW。

实时电价项目为GPC 提供了实时进行负荷削减的途径，从而也就是把需求侧资源作为了高价格时期和资源约束时期的供应侧资源，如峰荷机组和批发市场功能的替代资源。GPC 还定期分析其顾客的负荷响应模型，用于每天的调度运行和长期的系统规划。该实时定价项目还提供包含风险平衡组合的价格服务，使得参与者认为在经济上合适时能有效地将自己的“用电份额”卖回给市场。同时也为选择不响应的用户提供既有价格激励又有风险管理的保险产品。

2.2 法国TEMPO项目

法国的TEMPO项目是一个典型而成功的关键峰荷电价项目，也是目前世界上运行规模最大的一个关键峰荷电价项目，超过1 000万消费者参加了这一项目。该项目从1996年开始实行，全年分蓝色日、白色日和红色日3 种电价，每天又分峰荷与非峰荷两种电价。具体如表1 所示：

 

对于哪些天是哪种颜色电价并不固定，但是法国电力公司(EDF )会在前一天通过以下途径提供：

●通过专门的网站http://www.tempo.fr ;

●由用户预定Email预警;

●用户预定的电话预警;

●提供一种专门的电子接收装置，用户可以在该装置上查询到接收的信息。

在TEMPO试行的时候，价格曾经比表1 中的高得多。根据试行期的数据测算的电力消费弹性系数为高峰期0.790，非高峰期 0.18 。负荷调节主要是在替代燃料之间进行，但测出来的交叉弹性系数又不高。法国测得的电力弹性系数比美国同时期测得的数据要高一些，但和瑞士测得的数据接近，尤其是高峰期弹性系数，都是0.79 。

2.3 美国海湾电力公司可选择电价项目

关键峰荷电价的另一个典型例子是美国的海湾电力公司的高级电量管理项目(AEM)，该项目利用广域网和局域网为家庭用户提供更高级的家庭用电自动化管理。参加这一项目的居民用户将接受一个变动电价RVSP，根据 2003年5 月数据，RVSP用户收费为4.54 美元/月，其他用户为8.07 美元/月，这一电价结构如表2 所示。

 

上述峰谷电价中，高峰、平段和低谷的时段和价格都事先规定，其时段划分全年有两个，一个叫冬季时段，一个叫夏季时段，略有不同;对于尖峰期，则只是事先规定了价格，具体哪些小时为尖峰期，则由批发市场的情况决定，全年保持在88 h 左右。

整个能量管理系统包含局域网和广域网两个部分，二者通过网关相连。局域网中包含价格信号接收功能、用户提醒功能和用电设备自动控制功能，自动控制系统将依据用户根据自身的经济承受力和舒适程度的折中而事先设定的控制程序，包括电价门槛和对应的负荷削减程度进行控制。

广域网包含一个由开关控制的电话上行线(switched telephone uplink)和一个特高频传呼发射装置，用来向用户和局域网发射价格信号。这套系统的自动化功能使得用户可以事先设定程序控制他们的制冷制热系统、热水供应系统和游泳池水泵等设备的用电，以自动按照其自行设定的价格或其他参数(如温度)的组合决定启停。

这一项目产生了很高的负荷削减和整形效益。据估计，在夏天平均每户可削减负荷2.1 kW ，冬天达到2.73 kW;在尖峰期的负荷削减达 44% ，高峰期达21%，平段达5.9%，而谷段负荷则上升了 11%。项目结果显示，这一价格响应形式既获得了负荷削减和电量节约效益，也获得了负荷转移效应。平均每户每年的电费节约为187 美元，其中57%来自负荷削减和电费节约，43%来自于负荷转移。

AEM项目还说明了家用网关在需求侧响应项目中的重要作用。家用网关主要起到两个作用，一是作为一个网络集线器来连接和管理家内智能电器设备，一是作为与外部的联系枢纽，接收从外面发来的信息。在这里，网关专用来执行和支持用电管理设施。当前在国际上对家用自动设施标准有许多种，包括X10 ，蓝牙，CEBus ，Lonworks ，Batibus和欧洲家用系统标准等。当前在许多国家，家用智能系统的应用呈快速增长趋势，据欧洲家庭自动化市场的一个统计，从2003年到2009年，欧洲的家庭自动化系统以20%每年的速度递增。在这样一种背景下，AEM项目充分利用现有的家庭自动化系统(用于安全监控或舒适度监控)，直接一步到位和其他功能整合，这样其成本有效性将大大加强。

2.4 北欧的零售电价分类合同

北欧电力市场现在是一个竞争的、对所有电力购买者完全开放的市场(丹麦是北欧最后对需求侧开放的，目前也已实现100%放开)。在北欧零售市场，较大规模的终端用户(如工业，商业，服务业)一般通过选择电力零售商并与其单独进行谈判然后签订服务合同，服务质量要求与价格类型等完全由双方个性化设计，如前述的动态定价思想在这些供电合同中得以充分地创新和体现。对小规模的终端用户，譬如家庭住户和公寓租住者可以自行选择电力零售商，但各个零售商提供的普通合同类型具有一定的标准化。普通合同类型有：

(1)标准合同，这种合同中电价可能变化且通知期较短;

(2)一年或二年期固定价格合同;

(3)现货价格合同，其零售价格基于批发现货价格加上一个帖费(Uplift)，且没有任何价格上限;

(4)价格上限合同，就是带价格上限的现货价格合同，但其帖费要更高一些。

所有为小用户服务的电力零售商都必须要做到让公众随时可以得到它的各种电价信息，根据这一要求，各零售商都在英特网上公布各种零售价格信息，做到完全透明。这些合同除第二类之外，均为动态电价或实时电价合同。可见，在北欧电力零售市场，需求侧响应资源已经得到了充分地发掘。

3、动态电价项目与分时电价项目的比较

分时电价是指电价随使用的小时、天、季节不同而不同。传统的分时电价项目已被电力公司作为平衡需求的工具长期使用。大量的经验证据表明电力公司提供的这些分时定价产品，为用电者和供电者都提供了非常大的经济效益增长，但这些潜在的经济能量还是没有充分释放。

我国大部分省份也都已经实行了分时电价，应用最多的是峰谷电价和丰枯电价。和动态电价不同，分时电价的时段划分和各个电价水平是提前设定的，然后在一段时间中固定，一年或多年后才重新评估，评估周期也不事先确定。

分时电价最大的缺点在于时段划分的僵化：首先表现在时段划分的粗糙，不同季节负荷特性变化很大，但为了操作的简便，往往也套用同一个峰谷时段划分;其次表现在评估滞后、调整困难，当分时电价政策执行了一段时间之后，负荷峰谷特性往往会发生较大的迁移，在一些地方甚至出现了尖峰负荷落在了低谷时段的案例，但要对分时电价机制作出调整则非常困难。

而动态电价项目则在时段划分和电价水平确定上朝着灵活的方向发展。按时段的固定性和电价的固定性程度的不同，零售电价大致有这么几个发展阶段：首先是一个时段、一个价格，这就是传统管制型零售电价，然后是固定(多个)时段、固定(多个)价格，这就是分时电价，其后是浮动时段、固定价格，这就是关键峰荷电价，最后是浮动时段、浮动价格，这就是实时电价。

实时电价显然是零售电价的最高形式，也是需求侧响应的最完美形态。其基本理念就是让终端用户的价格直接或间接地与批发市场出清价格相联系。这些电价产品使得各个时段的电价水平事先都没有设定，也不可预知。实时定价产品还可通过固定价格、市场价格和各种前向合同的组合提供一系列重新平衡供电和用电双方的风险和回报的选择;可以有针对快速反应的市场如时前市场的高时间敏感性的价格，也可以有针对反应缓慢的市场如居民零售市场的相对固定时段的价格。

关键峰荷定价机制CPP(Critical Peak Pricing)是实时定价机制和分时定价机制的结合。一个典型的CPP 设计是在传统的在全年执行的分时电价的基础上，提出一部分天数作为关键峰荷，并执行高得多的电价。关键峰荷的天数事先确定，但具体哪一天并没有确定，价格可以事先确定，也可以不完全确定，但一般在执行的前一天会通过自动通信系统通知用户。

还有一种形式更简单一些的关键峰荷定价叫做极限日定价(EDP )。极限日定价和关键峰荷定价形式相同，但可能只规定两个价格：譬如，一年中选择10天(具体哪 10天事先并不知道)，这10天的全部24小时电价都执行一个高价格。而对其余 355天，则执行一个单一的较低价格。实际上关键峰荷电价产品和实时电价产品可以有无数种，电价产品有如保险产品及其他各种金融产品一样，其产品设计中包含的智慧成为各个售电公司竞争的核心所在。

实时电价的实施需要有批发市场的价格作支撑，但关键峰荷电价完全可以在批发市场建立之前就在零售层次引入，这种电价机制对需求侧响应资源的发掘效果要远远大于分时电价。我国当前在电力零售领域最成本有效的需求侧响应项目应该仍然是电价项目：一是将原有的分时电价项目扩大到商业和居民用户;二是对大型工商业用户，应从分时电价项目进化到关键峰荷电价项目。

4、结束语

电力零售市场还普遍执行着与时间无关，不能有效反映容量成本和边际供电成本变化的价格。这一方面是因为传统上政府部门和电力部门都认为电力用户不愿意面对任何形式的随时间波动的价格。但是，现在的消费者事实上已经以保险成本(风险收益)的形式承担着电力成本的波动以及电力供应链上的各种低效率，所有的消费者每年的电费中因为一年中的某几个小时而增加了不少，如果这几个小时的负荷能得以减少或转移还将会产生比那几个小时的电费大得多的长期效应和外部效应。

在零售领域已经开放了的市场，电力零售公司会有一定的激励去实行需求侧响应项目来管理其电量波动风险和电价波动风险，其实质是由售电公司和消费者分享这一风险管理的收益。但是，如果市场中容量充足，电价不高，没有一定的管制政策引导，售电公司还是会倾向于到供应侧寻求解决办法，如采用过合同的策略。在我国目前批发市场和零售市场均未放开，且没有分割的情况下，需求侧响应资源仍然可以发掘，其中最成本有效的需求侧响应项目就是关键峰荷电价项目。

原标题:需求侧响应在电力零售市场中的应用