《面向智能电网的需求响应及其电价研究》—智能电网下需求响应及相关电价研究（一）

第5章 智能电网下需求响应及相关电价研究

5.1 国内外电力需求响应主要模式

许多国家和地区对DR进行了广泛的研究与实践，尤其是美国在开展DR方面组织完善，取得了良好的效果。2005年8月，美国总统布什签署能源政策法案( E-PACT)，明确规定将对实施DR给予大力支持;之后，美国能源部于2006年2月向美国国会提交了DR的研究报告，详细阐述实施DR的效益和相关建议。另外，美国联邦能源监管委员会( FERC)也分别于2006年8月和2007年9月向美国国会提交DR的年度报告，系统分析了DR的实施背景与现状、DR对系统的影响以及高级计量基础设施(AMI-advanced metering infrastructure)在DR中的应用。目前，美国加州ISO(CAISO)、新英格兰ISO(ISO2NE)和宾夕法尼亚——新泽西——马里兰(PJ M)RTO等7个ISO/RTO，以及太平洋天然气与电气(PG&E)和南加州爱迪生(SCE)等众多电力公司都已经陆续建立了基于市场运作的DR项目。

根据美国各个ISO/RTO的统计，在2006年夏季高峰负荷时期，通过实施DR降低了系统114%～411%的高峰负荷。其他国家和地区(如英国、北欧、澳大利亚等)的电力市场也开展了DR项目。

根据美国能源部的研究报告，可以按照用户不同的响应方式将电力市场下的DR划分为以下两种类型：基于价格的DR(Price Basecl DR)和基于激励的DR(In-centive Based DR)。

5.1.1 基于价格的需求响应

基于价格的DR是指用户响应零售电价的变化并相应地调整用电需求，包括分时电价( Time of use Pricing，TOU)、实时电价(Real Time Pricing，RTP)和尖峰电价( Critical Peak Pricing，CPP)等。用户通过内部的经济决策过程，将用电时段调整到低电价时段，并在高电价时段减少用电，来实现减少电费支出的目的。参与此类DR项目的用户可以与DR实施机构签订相关的定价合同，但用户在进行负荷调整时是完全自愿的。目前，在美同主要有以下3种零售电价的执行方式：强制电价( manda-tory iervice pricing)，即强制用户执行某种电价，如强制大用户执行TOU;默认电价(default service pricing)，即设定一种电价作为用户的默认电价，如果用户不接受，可以选择其他电价;可选择电价( optional service pricing)，即提供用户一个电价选择表，用户根据自身情况可以选择其中的一种。

1.分时电价(TOU)

价格机制是市场机制的核心，公平合理的电价能够提供正确的经济信号，实现社会资源的优化配置。在电力市场的建设初期，零售电价往往是单一的固定电价，而这忽视了系统不同时段边际供电成本的差别，造成非高峰时段的用户对高峰时段用户的补贴。基于规制经济学中的高峰负荷定价理论，TOU是一种可以有效反映电力系统不同时段供电成本差别的电价机制，峰谷电价、季节电价和丰枯电价等是其常见的几种形式。根据电网的负荷特性，将ld(l年)划分为峰谷平等时段(季节)，通过将低谷时段(季节)电价适当调低、高峰时段(季节)电价适当调高的价格信号来引导用户采取合理的用电结构和方式，将高峰时段(季节)的部分负荷转移到低谷时段(季节)，实现削峰填谷和平衡季节负荷的目标。国内外已有大量文献对TOU进行广泛的研究，主要集中以下几个方面：

(1)TOU的用户响应。研究用户需求对TOU的响应规律，是制定合理的TOU水平和TOU时段划分的基础，这可以采用根据历史数据拟合得出响应度曲线和采用需求弹性来分析用户响应。由于电力需求价格弹性更适合于定量分析，因而被广泛应用于分析用户响应，如利用对数电力成本函数得出需求弹性和负荷的总体价格弹性与时间价格弹性进行分析。为了能更准确地描述用户对TOU的响应，可以利用电量电价弹性矩阵来综合描述需求价格弹性，矩阵中的自弹性系数和交叉弹性系数分别用来描述单时段和多时段的用户响应。秦祯芳等(2004)通过分析该矩阵的结构特点，给出了一种简化求取方法;CELEBIE等(2007)结合了电量电价弹性矩阵和延迟弹性矩阵来综合衡量用户响应。

(2)TOU的实施机制。目前很多国家已经在大型工商业用户中普遍将TOU作为默认电价实施。在制定TOU时主要有两类方法：基于电能供应成本分析的方法和基于负荷响应分析的方法。在基于电能供应成本分析的方法中，包括利用高峰负荷定价理论对高峰和非高峰时段进行差别定价，利用随机生产模拟计算平均和边际电能成本来制定峰谷定价，基于边际成本或利润最大化进行TOU定价。在基于负荷响应分析的方法中，包括基于模糊隶属度函数和用户响应度函数的峰谷电价模型、基于电量电价弹性矩阵并考虑用户满意度的峰谷电价模型、基于3阶的峰谷平丰枯平电量电价弹性矩阵的峰谷/丰枯电价综合模型、基于丰枯电量电价弹性矩阵并考虑丰枯负荷平衡与水火互济的丰枯季节电价模型。CELEBIE等(2007)则综合了边际电能成本定价和负荷响应分析，利用多时段的电力批发与零售市场均衡模型来制定TOU。

(3)TOU对系统的影响。通过实施时间上的差别定价，TOU可以比单一电价制度实现更高的市场效率和多方面的效益，包括削峰填谷和增加社会福利等方面：在电力市场初期，相对固定的零售电价与经常波动的批发市场电价存在不同步的问题，使供电公司面临一定的市场风险，而通过TOU来实现零售电价与批发电价联动，可以使供电公司有效管理购售电风险。

2.实时电价( RTP)

电价的更新周期是确定电价体系时的一个重要考虑因素，该周期越短，则电价的杠杆作用发挥越充分，但对技术支持的要求也越高。TOU的时段划分和费率都是事先确定的，其更新周期通常为1个季度以上，只能反映电力系统长期的每日或季节供电成本变化，因而，当系统出现短期容量短缺时。TOU不能给予用户进一步削减负荷的激励。而零售侧RTP是一种动态定价机制，其更新周期可以达到1h或者更短，通过将零售侧的价格与电力批发市场的出清电价联动，可以精确反映每天各时段供电成本的变化并有效传达电价信号。

RTP理论源于美国学者F.C.Schweppe提出的现货电价(spot price)概念，借助最优潮流等工具，RTP理论得到了不断地完善和补充，陆续提出了节点边际电价和区域电价的概念，在发电侧定价方面得到了广泛应用。虽然F.C.Schweppe主张首先对零售侧实行RTP，而发电侧仍保持原有的工业结构，但由于零售侧的容量分散性和技术条件限制等原因，许多国家都只是在有限范围内实施了RTP。目前RTP的研究主要有以下几个方面：

(1) RTP的实施机制。美国从20世纪80年代以来针对大型工商业用户实施了RTP，而且一般将RTP作为可选择电价捉供给大用户，只在一些开放零售市场的州中将RTP作为默认电价提供给大用户。考虑到社会和政治影响以及居民用户的技术条件，RTP还没有在居民用户中普遍实施，只有伊利诺斯州将RTP作为可选择电价提供给居民用户。为了使用户有充足的时间来响应RTP.零售侧RTP通常基于日前或小时前批发市场的电价，计费间隔一般为th.这样，用户就可以根据各时段电价提前1d或者1h作出用电计划的调整。为了保护用户利益，一般采用两部制RTP (two part RTP)，即定义用户在高峰和非高峰时段的基线负荷，基线负荷不实行RTP(通常实行固定电价或TOU)，只针对超出/低于基线负荷的那部分负荷实行RTP。另外，用户也可以利用保险和套期保值等金融工具来规避RTP的价格风险。

(2) RTP的用户响应。研究用户对RTP的响应行为有利于合理制定RTP实施方案并了解用户对RTP的满意度。针对短期的高电价，用户通常有3种响应方式：放弃用电、转移用电和启用自备发电机。DARYANIAN等(2007)针对存储类型(转移用电)用户分析了其最优RTP响应模型。GOLDMAN(2007)分析了尼亚加拉莫霍电力公司( NMPC)对大用户实施RTP的响应行为。在放弃用电的用户中，有65%的用户表示几乎未受到影响;在转移用电的用户中，有35%的用户将用电转移到了当天其他时段，47%的用户将用电转移到了第2天，18%的用户将用电转移到了第3天。GOLDMAN( 2007)分析指出，参与RTP的用户中虽然有54%的用户没有作出响应，但只有15%的用户不满意。

(3)RTP对系统的影响。由于RTP能及时反映边际供电成本.因而，它在经济学上是最优的零售侧定价方式，可以给用户和电力公司带来多方面的效益，如用户的电费节省和削减系统峰荷等。通过对实施RTP和TOU的分析比较表明：相比单一电价制度，在经济盈余方面，TOU只有RTP的8%～29%。美国加州电力市场中如果对部分用户实施RTP，需求的少量减少可以使批发价格大幅下降。

(4)实施RTP的技术支持。参与RTP的用户需要对RTP作出实时响应，但让用户频繁地观察电价变化并作出用电调整是不现实的。美国已有不少RTP实施机构免费为用户安装能够进行实时计量、通信并自动响应电价变化的AMI，以鼓励用户积极参与RTP，用户也可以利用基于互联网的DR管理系统来进行辅助决策分析。

3.尖峰电价(CPP)

虽然RTP是理想的定价方式，然而在电力市场建设初期，要在零售侧全面实施RTP还有一定的难度。CPP是在TOU和RTP的基础上发展起来的一种动态电价机制，即通过在TOU上叠加尖峰费率而形成的。CPP实施机构预先公布尖峰事件的时段设定标准(如系统紧急情况或者电价高峰时期)以及对应的尖峰费率，在非尖峰时段执行TOU(用户还可以获得相应的电价折扣)，但在尖峰时段执行尖峰费率，井提前一定的时间通知用户(通常为ld以内)，用户则可作出相应的用电计划调整，也可通过AMI来自动响应CPP。由于CPP的费率也是事先确定的，因而在经济效率上不如RTP。但CPP可以降低RTP潜在的价格风险，反映系统尖峰时段的短期供电成本，因而优于TOU。目前，CPP的研究主要集中在以下几个方面。

(1) CPP的实施机制。法国电力公司(EDF)于20世纪80年代实施了首例CPP，即将CPP作为默认电价提供给居民用户。目前在美国CPP相对没有TOU和RTP那么普及，只有部分机构针对大型工商业用户和普通居民用户进行了CPP试点实施，如佛罗里达州的海湾( Gulf)电力公司、加州的全州电价试点(statewide pri-cing pilot，SPP)项目等。CPP主要有以下几种模式：①同定时段CPP( fixed periodCPP，CPP-F)。尖峰时段的起始时刻、持续时间和尖峰事件的最大允许执行天数都是事先确定的，但具体在哪些天执行尖峰事件不是事先确定的，并通常基于日前市场的情况来触发尖峰事件。②变动时段CPP( variable period CPP，CPP- V)。尖峰时段的起始时刻、持续时间和具体在哪些天执行尖峰事件都不是事先确定的，而是在实时市场中确定的。由于其实时性较高，因而一般需要在用户侧安装AMI，以实现自动响应尖峰事件。③变动峰荷定价( variable peak pricing，VPP)。事先设定一定时期(如1个月)内的平时段和谷时段的电价，而峰时段的电价则与批发市场电价联动。④尖峰补贴电价( critical peak rebates，CPR)。用户保留原有的单一固定电价制度，如果用户在尖峰时段削减负荷，可以获得相应的补贴。

(2) CPP的用户响应。FARuoui等(2005)，PIETTE等(2007)、HERTER等(2007)详细分析了美国加州的SPP项目，统计结果表明参与CPP用户的满意度是非常高的，有87%的用户认为该项目设计得非常公平。相比工商业用户，虽然居民用户的尖峰时段负荷削减和获得的电费节省更少，但对CPP的响应程度却高出15%，这突破了传统认为居民用户响应程度低于工商业用户的观点。另外.AMI在用户对CPP的响应率方面起到了关键的作用，有大约2/3的负荷削减是通过AMI来实现的。由于CPP在各类型用户中取得了良好的实施效果，因而可以考虑全范围实施CPP。

(3)CPP对系统的影响。通过实施CPP可以有效地降低系统在尖峰时段的负荷，如美国加州通过实施CPP，使参与CPP的居民用户在尖峰时段的基线负荷分别平均降低了41%(2h尖峰时段，有AMI)、25%(Sh尖峰时段，有AMI)和13%(sh尖峰时段，无AMI)。在负荷削减比例方面，CPP用户也比TOU用户高出5%.验证了CPP的有效性。

5.1.2基于激励的需求响应

基于激励的DR是指DR实施机构通过制定确定性的或者随时间变化的政策，来激励用户在系统可靠性受到影响或者电价较高时及时响应井削减负荷，包括直接负荷控制( direct load control，DI,C)、可中断负荷(interruptible load.IL)、需求侧竞价(demand side bidding，DSB)、紧急需求响应(emergency demand response.EDR)和容量/辅助服务计划(capacity/ancillary servicc program.CASP)等。激励费率一般是独立于或者叠加于用户的零售电价之上的，并且有电价折扣或者负荷赔偿两种方式。参与此类DR项目的用户一般需要与DR的实施机构签订合同，并在合同中明确用户的基本负荷消费量和削减负荷量的计算方法、激励费率的确定方法以及用户不能按照合同规定进行响应时的惩罚措施等。

1.直接负荷控制(DLC)

DLC是指在系统高峰时段由DLC执行机构通过远端控制装置关闭或者循环控制用户的用电设备，提前通知时间一般在15min以内。DLC 一般适用于居民或小型的商业用户，且参与的可控制负荷一般是那种短时间的停电对其供电服务质量影响不大的负荷，例如电热水器和空调等具有热能储存能力的负荷，参与用户可以获得相应的中断补偿。

DLC作为一种简单和实用的DR手段，在美国和中国台湾已经成功实施了多年。目前国内外已有大量文献对DLC的实施机制即DLC优化调度模型进行了研究。电力公司一般通过最小化系统峰荷和运行成本，或者最大化用户满意度和企业利润来实施DLC。在从传统的电力工业体制转变到引人竞争的电力市场环境的过程中，DLC优化调度模型经历了从基于成本分析到基于利润分析的发展、从只考虑电力公司利益的单一目标到兼顾电力公司和用户利益的多目标的发展，另外，将DLC与其他DR项目如IL进行协调优化也成为电力市场下DLC研究的趋势。在进行DLC优化调度建模的时候，需要考虑反弹负荷(energy payback)对削峰效果的影响，这也是DLC区别于IL的重要特征。由于不同类型负荷的反弹特性是不一样的，因而，很难得到精确的反弹负荷模型，通常使用的是3阶段反弹负荷模型。

DLC优化调度问题在数学上是复杂的多目标组合优化问题，求解方法主要有传统优化方法和启发式优化方法。其中，在传统优化方法方面包括线性规划、多目标线性规划、逐步近似梯度法、动态规划、多步动态规划和模糊动态规划等;启发式优化方法包括遗传算法、多目标进化算法和蚁群算法等。

2.可中断负荷(IL)

IL是根据供需双方事先的合同约定，在电网高峰时段由IL实施机构向用户发出中断请求信号，经用户响应后中断部分供电的一种方法。对用电可靠性要求不高的用户，可减少或停止部分用电避开电网尖峰，并且可获得相应的中断补偿。IL一般适用于大型工业和商业用户，是电网错峰比较理想的控制方式。目前，国内外已有大量文献对IL进行了广泛的研究，主要集中在以下几个方面：

(1)设计合理的IL实施机制。目前主要有以下几种IL实施机制：①签订IL合同。IL的实施通常通过签订合同来实现。合同中通常会明确提前通知时间、停电持续时间、中断容量和补偿方式等因素，而且这些IL合同一般都需要具有引导理性用户披露其真实缺电成本的激励相容特性。可以利用金融工具设计IL合同，如电力供应商买人看涨期权而用户卖出看涨期权的IL合同、电力供应商买入看跌期权而独立发电商卖出看跌期权的IL合同、引入双值看涨期权的IL合同、带双边期权的IL合同;可以基于用户缺电成本设计IL合同，如基于二次的用户缺电成本函数并分别引入连续和离散取值的用户类型参数的IL合同，以及进一步考虑了用户最大IL限制的IL合同。②通过DSB方式。一般将通过非竞价方式确定的IL合同称为基本IL 项目，而将通过竟价方式确定的IL作为DSB项目来研究。IL合同中规定的用户补偿方式是IL合同的重要内容，目前主要有电价折扣和中断赔偿这两种补偿方式。针对这两种补偿方式不同的经济特性和互补性，可以利用风险管理的方法协调优化这2类IL用户与电力公司签订IL合同以后，存在用户接到系统中断指令后不能响应的可能性，而IL的购买者将因此面临电网运行安全和经济损失的风险，将保险机制引入IL合同的设计中，利用基本IL合同和IL保险来反映不同可靠性的IL资源的价值差别，可以激励用户提高响应的可靠性。

(2)评估实施IL对系统运行的影响。IL作为一种可以快速并积极响应的DR措施，可以提高需求侧对市场价格的响应，对系统运行有多方面影响。在可靠性方面，实施IL能提供系统非旋转备用和事故备用，减少发电侧的容量投资，实现备用容量的优化配置，提高发电容量充裕度，降低系统峰荷.缓解系统阻塞。在经济性方面，实施IL可以降低系统运行费用，增加需求侧弹性，削弱价格尖峰.供电商可以在实时电价偏高时利用IL降低市场风险.用户也可以得到相应的中断补偿。

3.需求侧竞价( DSB)

DSB是需求侧资源参与电力市场竞争的一种实施机制，它使用户能够通过改变自己的用电方式，以竞价的形式主动参与市场竞争并获得相应的经济利益，而不再单纯是价格的接受者。供电公司、电力零售商和大用户可以直接参与DSB.而小型的分散用户可以通过第三方的综合负荷代理( AggregaLor)间接参与DSB。DSB有多种灵活的实施机制，目前已有不少文献进行了研究，主要集中在以下两个方面：

(1)全部电力需求参与市场竞争。这有如下形式：①用户直接与发电公司签订双边交易合同，如大用户直购电。②需求侧(供电公司、电力零售商或大用户)参与市场需求竞价，即提供类似发电公司竞价曲线的需求侧竞价曲线，如基于线性竞价函数的发电公司和大用户竞价的随机优化模型、考虑风险的购电商最优购电分配并结合电价预测DSB策略、在北欧电力市场中电力零售商的分段线性报价模型、购电商参与日前和实时平衡市场竞价的两阶段博弈过程，以及针对发电公司、供电公司和大用户共同参与竞价的市场中考虑风险的供电公司最优竞价策略。

(2)参与需求改变量的竞争。这部分内容相当丰富，与电力市场诸多方面相联系。在不同形式的市场，用户可以参与主/辅市场竞价，如参与主能量市场竞价或者与电能/备用报价联合出清、参与辅助服务市场竞价、参与紧急需求响应竞价等;在不同的时间尺度上，用户可以参与日前/实时市场竞价;在不同的市场运行模型，用户可以参与物理/合同市场竞价;根据不同的调整方式，用户可以参与增减负荷竞价。在允许DSB的电力市场中，用户可以主动参与市场的一系列定价过程中，有利于社会效益的最大化。DSB作为系统的备用容量有利于提高系统可靠性和备用资源的灵活性;同时，实施DSB也可以显著提高需求弹性，进而有效抑制发电商的市场力和价格尖峰。

5.1.3 国内现行电价概述

由于国内电力市场的特殊性，现国内用户侧实行的电价以峰谷电价和阶梯电价为主。

分时电价也被称为峰谷电价，是根据电网的需求特性以及负荷变化情况，将一天24小时划分为峰、尖、平、谷等若干时段，每一时段采取不同的售电价格，从而引导用户合理安排在每个时间段的用电量，该价格应该在市场上起到配置资源、削峰填谷和提高电力资源利用率的作用。实行峰谷电价后，在一定程度上能够拉平电力系统的负荷曲线，起到削峰填谷、平衡负荷等作用，也可以减少发电企业的备用容量，节省发电企业资金。同时，分时电价划分按照日循环，且根据年负荷曲线的加权平均曲线来制定，很难精细化调整，不能够贴切地反映电价供需情况。在执行峰谷电价的过程中，由于制定的峰谷时段过于固定僵硬，从而出现了峰谷时段偏移状况，对执行制定峰谷电价偏移初衷，背道而驰。

阶梯电价全名为阶梯式累进电价，是指将用户每月、每季度或每年的总用电量设置为若干阶梯。第一阶梯为基数电量，此阶梯内电量较少，每千瓦时电价也较低;第二阶梯点将较高，电价也较高;第三阶梯电量更多，电价涨幅更高，依次类推。随着用户的消费电量的增长，每千瓦时电价逐级递增。根据国家发改委公布的《居民生活用电实行阶梯电价指导意见》，2012年我国全面实行阶梯电价。阶梯电价的优点在于，能够通过累进式的电价计费，从而通过价格杠杆来均衡用户的需求，达到需求侧管理的目的;同时，也能够减少电价之间的交叉补贴，使得居民电价常年偏低的情况得以缓解。但是，在实施阶梯电价的过程中，不利于拉动内需，且居民的居住条件不同、电表应对的人数亦不同，如何保证公平合理，亦需仔细权衡。

目前，北京、上海、浙江等先后公布阶梯电价听证方案。公布的居民用电方案中，结合峰谷电价和阶梯电价，从时段和用电量上来引导居民合理用电，从而进行需求侧管理。上海市公布的阶梯电价听证方案对比浙江执行的阶梯电价方案，可以看出此次上海公布的三个方案较原先有较大的改进。从单一的每个月对居民用户电价进行阶梯分量推广到按照季度、年度执行。上海市公布的阶梯电价方案，第一档电价峰时为0.617元/度，谷时为0.307元/度;第二档电价峰时为0.667元/度，谷时为0.357元/度;第i档电价峰时为0.917元/度，谷时为0.607元/度。实施的三个阶梯划分方案根据月度、季度、年度总用电量进行：月度万案第一档电量为260度，第二档为400度，该方案没有考虑到居民在高峰季度和低谷季度用电的差异;季度方案在高峰月季(1、7、8、12月)第一档为350度，第二档为540度;在非高峰月季(2～6月、9～11月)第一档为210度，第二档为320度。该方案考虑了不同季节电量差异的因素，但是上海地区电表抄表时问跨度较长，很难与季节性时段精确匹配，管理难度大，也由于气候原因，每年高温和天冷时间分布不均，很难科学合理地制定所谓高峰月份。年度方案第一档为3 120度，第二档为4 800度，该方案能够让上海的居民用足了每月260度的阶梯电量技术，有利于电力公司减少抄表纠纷，操作和管理成本相对较低，减少因执行阶梯电价从而对居民产生的电费支出影响;但是该方案的缺点在于约束效果太弱，时间跨度长，可能会因为全年电价前低后高产生一定的矛盾。

总的来看，国内现行电价从原先的单一制逐步完善多样，更能切合我国的现有国情。但是在执行各类电价中，依旧出现很多问题，如峰谷电价执行期间产生的峰时段偏移以及阶梯电价阶梯量的制定，都会对电力公司以及用户的利益产生损害。如何在现有电价的基础上完善改进，在智能电网的大背景下有效执行需求侧管理.利用电价杠杆管理用户，使得双方共同获益，是现在需要攻克的问题之一。