分时段交易场景下的售电套餐设计

随着电力改革的深入，山西市场率先开展了分时段（24时）中长期交易模式，在交易颗粒度上最小化至小时，方便市场主体根据自身用电特点（发电特点）进行个性化中长期持仓；在交易窗口上建立了年度、季度、月度、旬、多日滚动等交易窗口，大大增加了交易机会和交易频次，满足市场主体的中长期持仓灵活调整需求。

（来源：微信公众号“兰木达现货服务” 作者：王海霞）

作为参与市场的用户侧主体，通过电力市场能够有效的控制风险并按照相对稳定的价格实现购电是核心需求，分时段的交易模式下，用户侧拥有更多的手段去平抑价格波动的风险，同时也可有效的降低负荷波动带来的损益及考核风险。

第一节｜现货与分时段交易价格趋势分析

（1）现货市场价格特征

山西电力现货价格具有较为明显的分时特点，用户侧统一结算价是明显的双峰双谷形态，早高峰、晚高峰价格偏高，中午及凌晨价格偏低。现货价格由市场供需平衡状态下的边际价格决定，价格越高说明供需越紧张，价格越低说明供需越宽松。

以中午价格为例，全省用电负荷在中午较低，由于光伏的发电集中在白天尤其是中午时段，导致该段时间内供给较为充裕，价格也随之降低，价格范围大致在0-200之间波动；而对于晚高峰而言，全省用电需求较旺盛，同时光伏几乎没有发电供给，风电的供给具有不确定性，导致该段时间内供给紧张，价格随之走高，价格范围大致在500-1500之间波动。

图1山西现货市场日前出清价格典型曲线

（2）中长期分时段交易

由于市场供需数据的波动性，如风电的出力波动、光伏的出力波动、用电负荷的波动以及电网线路的约束等，导致现货市场下的电力价格具有强烈的波动性特征，市场主体参与电力市场需要借由更长周期的较为稳定的交易来平抑现货价格波动的风险，这也是山西中长期分时段交易的核心价值体现。中长期分时段交易的价格范围也体现了较为明显的本省价格特性（双峰双谷）。

图2分时段交易典型价格上下限区间

对于用户侧市场主体（尤其是售电公司）来说，中长期交易持仓会占据比较高的比例，也主要决定了购电成本的高低，持仓以外的用电量敞口以现货出清的日前和实时价格进行结算。中长期的分时段价格限制较好地体现了电力的时间价值，可以很好的发挥价格引导和平抑波动风险的作用。售电公司可通过面向零售用户制定符合市场价格特性的分时套餐，以实现成本及收益的平衡，同时也可有效传导电力的时间价值。

（3）用电套餐设计逻辑

对于全市场供需而言，中午需要更多的用电负荷消纳光伏以及风电的集中发电量，同时需要更多的用电负荷缓解火电发电的降低压力；高峰时段需要更多的用电负荷具备调节能力，从而减少高峰的供给压力。因此，由电力供需关系决定的价格信号亟需通过零售套餐的方式，传导至用户侧，以实现用户用电负荷的主动式响应，以实现价格低时段（中午）的用电增加，以及价格高时段（高峰）的用电调整（减少）。用户基于价格信号的主动式用电负荷响应会成为构建未来更为灵活且平衡的电力系统的核心基础。

第二节｜售电套餐设计

（1）用电曲线约定

售电公司在设计零售套餐时与用户约定典型用电曲线，而典型用电曲线本身有很多种可能，一是选择历史曲线的平均曲线，二是任意选择历史可产生的用电曲线。选择的均线将成为套餐主要费用计算的依据，也是偏差传导承担的基准，同时也作为售电公司进行批发交易优化持仓的基准曲线。

图3用户典型用电曲线类别

统调曲线为山西省典型的全省负荷用电曲线，大部分商业用户为统调类似的曲线；尖峰曲线是在统调曲线的基础上高峰时段用电更为突出；波浪曲线没有明显的时间形态而是由波动性替代，钢铁行业为典型的波浪型曲线；纯谷曲线为避开高峰及中午而集中凌晨用电的曲线，传统高耗能企业为了降低生产成本多采用纯谷曲线，但需要注意的是传统的纯谷曲线在现货模式下未必是价格最低的用电模式。曲线的选择可通过历史数据回测的方法进行优化，优化的逻辑为：选择基准曲线进行中长期持仓设计的基础，就用基准曲线的负荷波动进入现货市场，同时超出考核范围的波动产生偏差考核费用，以此逻辑进行总成本最低化的优化，可最终得出最优的约定曲线。

（2）用电成本测算假设90%电量由分时交易购买，10%电量及波动的电量由现货购买，以2021年8月的价格为例计算得出各类曲线对应的购电成本。其中统调曲线的单位购电成本为390元/mwh，尖峰曲线的单位购电成本为424元/mwh，波浪曲线的单位购电成本为331元/mwh，纯谷曲线的单位购电成本为374元/mwh。

图4典型用户购电成本

用电曲线差异导致购电成本的差异，用户的用电行为本身即具有特有的购电成本特征，原有的简单零售价模式将无法持续开展，定制化的零售套餐服务成为售电公司获得收益的核心途径，面向用户的服务能力成为吸引用户的必要手段。建立结合分时价格特性下的分时零售套餐模式，可以更有效的体现不同用户用电曲线的购电成本，而分时电价的背后逻辑是一定持仓的中长期和现货量的组合，因此在设计分时价格套餐时，需要同时约定典型的用电曲线，基于用电曲线的购电成本以分时价格为准，约定曲线以外的波动负荷产生额外的成本/收益，对于售电公司而言此项风险可通过偏差传导的方式予以控制和优化。（3）用电偏差传导分时价格套餐模式下，售电公司与用电用户按照约定的曲线设计分时的购电价格，从而产生分时的零售价格，这样模式的套餐前提是用户能够按照约定的曲线用电或者在约定曲线的一定范围内波动，如果用户的用电不受任何约束，产生过高的波动，将完全打破售电公司的交易策略有效性，导致巨大的风险，也将进一步导致零售套餐的无效或者毁约可能，这使得分时零售套餐失去了实际的意义和价值。因此有效的零售分时套餐应该含有约定曲线外的偏差考核承担责任。以某典型月的现货价格为例，现货的价格分为几个价格带：价格波动较大区域、价格较稳定区域、价格带较宽区域等。

• 价格波动较大的时段，以晚高峰为例，用电正偏差极为敏感，因为持仓基准为约定曲线，任何正向的偏差都导致大量的电量按照极大的波动价格结算，产生极大的亏损风险，因此需要设置较高的正偏差传导电价，且加大传导比例，以抑制用户在价格波动时段的正偏差。该时段的负偏差可以产生中长期的持仓的套利收益，所以负偏差不敏感，可以设置较低的偏差承担比例；
• 价格带较宽的时段，需要判断与中长期限价的关系，以8月为例，价格高于限价，正偏差较为敏感，可适当设置正偏差传导电价和传导比例；
• 价格较平稳的时段，偏差敏感度较低，可减少传导比例以及传导价格，用户的用电行为波动对该时段的收益影响不大。



图3 日前市场典型报价优化流程

9月份，随着气温回落，本省与省间需求减少，新能源出力增加，在通过设置合理的分时套餐偏差传导机制，可以有效的控制用户用电负荷波动的巨大风险，同时也可通过偏差机制引导用户用电调整。在现货价格较高的时段，引导用户负向偏差，在现货价格较低的时段，引导用户正向偏差。用户用电偏差在套餐的引导下向着更有利于电力系统平衡的方向发展，也发挥了重要的负荷响应作用。

小结

基于以上原则进行套餐测算，以用户的历史用电明细数据为基础，结合市场交易窗口价格以及现货价格出清结果进行曲线优化，同时配套积极的偏差传导机制，可以在定制化成本测算和优化的基础上，设置盈利为正的套餐价格，同时也使得用户能够享受到更为贴合自身用电特性的交易成本。

用户在此基础上如果发生主动式的调整，可进一步优化购电成本，提升用电用户与售电公司的收益。