中國儲能網(wǎng)訊：葉澤 長沙理工大學教授
近年來，電力負荷尖峰化引起有序用電的現(xiàn)象日益嚴重，部分地區(qū)出現(xiàn)了一定程度的電力供應緊張，甚至要采取拉閘限電、有序用電的措施。
以南方電網(wǎng)五省區(qū)為例，負荷尖峰化現(xiàn)象有四個明顯體征。一是負荷尖峰化的規(guī)模持續(xù)增加，3%尖峰負荷615萬千瓦，5%尖峰負荷1025萬千瓦；二是累計持續(xù)時間短，3%尖峰負荷持續(xù)時間不超過30小時，5%尖峰負荷持續(xù)時間一般不超過100小時；三是電量少，3%尖峰負荷電量占比大多不超萬分之七，5%尖峰負荷電量占比一般不超過千分之四；四是單次持續(xù)時間短、出現(xiàn)頻次低，5%尖峰負荷單次持續(xù)時間最長為3-6小時，全年出現(xiàn)頻次10-40次；3%尖峰負荷單次持續(xù)時間最長為2-6小時，全年出現(xiàn)頻次6-25次。
分時或市場電價、需求側(cè)響應和有序用電是目前針對負荷尖峰化的主要解決方案，但這三種方案沒有很好地解決負荷尖峰化引起的有序用電問題。新建電廠及配套電網(wǎng)雖然能夠解決潛在的缺電問題，但由于短期尖峰負荷持續(xù)時間太短，所對應的用電量太少，對應電量的容量成本過高，電價也太高。
理論與政策分析
從另一個角度看，中長期電力交易基本規(guī)則提供了另一種解決方案。中長期交易規(guī)則里有周交易、多日交易等短周期交易品種，但沒有針對有序用電的市場交易品種和機制。我認為應當建立短周期應急交易市場，再加上需求響應、有序用電，通過多種組合方案來解決當前的有序用電問題。
政策的理論基礎是1988年斯威普（F.C.Schweppe）提出實時電價理論，他認為實時電價由邊際發(fā)電燃料成本、邊際發(fā)電維護成本、發(fā)電質(zhì)量成本、發(fā)電收支平衡項、邊際網(wǎng)損成本、邊際電網(wǎng)維護成本、電網(wǎng)供電質(zhì)量成本和電網(wǎng)收支平衡項八個分量組成。其中發(fā)電質(zhì)量成本反映整個系統(tǒng)發(fā)電容量的稀缺程度；電網(wǎng)供電質(zhì)量成本反映用戶負荷發(fā)生微增變化時，電網(wǎng)輸送容量的稀缺程度。
但國外市場價格上限按失負荷價值確定，國內(nèi)價格上限的形成機理與國外有所不同。
目前分時/市場電價不考慮發(fā)電和電網(wǎng)資源的稀缺性價值，沒有選擇機會成本定價，由于價格管制政策的限制，尖峰或市場電價不能充分反映發(fā)電和電網(wǎng)稀缺性價值。中長期市場沒有針對性的交易品種，由于存在價格上限，現(xiàn)貨無法響應有序用電。
需求側(cè)響應和有序用電均由政府制定辦法，本質(zhì)上采用的是計劃管理方式。
分時/市場電價把居民用電排除在外，而居民用電是負荷尖峰化的主要來源之一，居民用電價格遠低于成本，通過交叉補貼由工商業(yè)承擔。居民不承擔負荷尖峰化的成本，必然轉(zhuǎn)移到工商業(yè)用戶，而工商業(yè)用戶是居民的工作單位或為居民提供消費品，所以居民轉(zhuǎn)移給工商業(yè)用戶的成本加上效率損失后，最終長期內(nèi)還是會由居民承擔。
短周期應急交易市場設計
短周期應急交易市場的基本設計思路是，在短周期交易中模擬現(xiàn)貨市場機制，采用全電量分時段集中交易，周期內(nèi)的年度和月度分解電量按差價合同結(jié)算。用戶（售電公司）報價報量，探討實施發(fā)電及電網(wǎng)稀缺資源定價的市場機制。以失負荷價值或可避免成本確定交易價格上限，引導用戶科學用電。此外，居民要試驗性和間接參與分擔最大負荷責任。
短周期應急交易市場與現(xiàn)貨市場的區(qū)別在于，兩者在交易周期上不重疊，可以分別組織；由于兩者在功能上具有相似性，如果現(xiàn)貨市場價格能夠按失負荷價值或可避免成本定價，可以考慮現(xiàn)貨市場運行后取消短周期應急交易。
與中長期分時段交易的區(qū)別主要反映在價格機制上。在中長期交易中，不考慮有序用電，分時段尖峰電價以年、月平均尖峰負荷時段的平均成本為依據(jù)，交易具有確定性。而短周期應急交易價格以有序用電時的用戶失負荷價值或建設新電廠及配套設施的可避免成本為依據(jù)，交易具有不確定性。
當出現(xiàn)95%最大負荷，并且經(jīng)綜合研判認為負荷還會增長時，由電力調(diào)度與交易機構(gòu)提出，市場管理委員會同意，報政府相關(guān)部門審核后，由電力交易機構(gòu)宣布，啟動相應短周期（周或多日）應急交易。
在交易組織方面，電力交易機構(gòu)確定短周期時間及時段，并發(fā)布周期內(nèi)分時段市場供求平衡信息。市場主體一次性提供短周期內(nèi)各時段的出力（負荷）曲線和報價。市場交易主體可在交易一日前修改出力（負荷）曲線和報價。交易機構(gòu)在交易前一天確認市場主體投標結(jié)果。不平衡電量參照現(xiàn)貨市場交易機制，由調(diào)度機構(gòu)按市場主體投標結(jié)果順序調(diào)度平衡。
市場主體為省內(nèi)參與市場交易的全部發(fā)電企業(yè)和全部用戶（售電公司），居用用戶以價格接受者參與市場，在電費結(jié)算中體現(xiàn)。交易模式采用分時段和帶曲線方式全電量分時段集中競價交易，年度、月度交易電量分解到該周期的電量按差價合同結(jié)算，偏差電量按市場價格結(jié)算。價格形成機制由市場主體分時段報價后按集中競價規(guī)則統(tǒng)一出清，交易價格不設下限，上限按本省失負荷價值確定，如可以按本省單位電量產(chǎn)值或工業(yè)增加值取值。電費結(jié)算方面，有智能電表的按實際分時段電量和交易價格結(jié)算，無智能電表的按短周期內(nèi)市場加權(quán)平均價格結(jié)算。
有序用電應該優(yōu)先通過短周期應急交易機制解決。建立短周期應急交易市場需要實現(xiàn)三個方面的突破，首先要根據(jù)失負荷價值確定價格上限，其次是工商業(yè)用戶參與稀缺性資源競價，最后是居民用戶體驗式參與，居民不參與市場可能會帶來更大的系統(tǒng)損失。
建議把短周期應急交易市場（品種）與需求側(cè)響應統(tǒng)一納入中長期交易由交易機構(gòu)統(tǒng)籌使用，用市場機制公平和有效地解決負荷尖峰化引起的有序用電問題，形成“迎峰度冬（夏）”市場化解決的新機制和新方案。
（本文由eo記者劉斌根據(jù)作者在12月4日eo圓桌上的分享內(nèi)容整理而成，已經(jīng)本人審閱，僅代表個人觀點。）
