山东售电公司经历了3月高现货价格和大面积亏损，本以为重新签订零售合约可以通过调整零售价格改善亏损的现状。但是取消了最熟悉的固定价格类，4月零售套餐怎么签？分时价格如何制定？怎么评估零售套餐可能为售电公司带来的收益和风险？如何向电力用户解释分时套餐的价格？

在回答这些问题之前，我们先来分析一下分时价格的零售套餐到底有哪些好处？山东电力交易中心为什么给售电公司“增加难度”？

站在服务电力市场主体的“旁观者”角度，小编认为交易中心提出的分时价格零售套餐，对售电公司来说利远大于弊：

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以上是优点。小编能够想到的缺点，目前只有一个：定价复杂。

有些售电公司为了方便，分时定价套餐依然设计成全天一个价格，或者近似全天一个价格。这样做既浪费了调整用户负荷的机会，也增加了售电公司亏损的风险。在上一篇《3月上旬山东电力市场分析》文章中我们分析过，山东目前以带曲线的双边协商和集中竞价交易为主，连续撮合交易虽然可以分时段买卖电量，但是总体成交量低，导致很多售电公司购买的中长期曲线与代理的用户负荷曲线之间存在很大偏差，从而增加了售电公司购电成本。

图1：代理总负荷与中长期购电曲线偏差

下面让我们讨论一下分时价格零售套餐的定价过程。

分析代理用户的历史用电量数据，按用电特点，将用户分成白天用电，夜间用电，全天用电等几类。用电量大的用户，建议单独分析。对几类用户进行负荷预测。

图2：用户分类负荷曲线

分别计算每一类用户在批发市场的购电成本。

• ● 选择一段时间日前价格数据，分时求平均。

• ● 用户负荷曲线与电厂提供的曲线或典型曲线对比，选择最接近的曲线，或用几条曲线按比例叠加，使叠加后的曲线和用户负荷曲线接近。该曲线是购电基础曲线，均价374.8元/兆瓦时。

• ● 购电基础曲线比用户负荷曲线高的时段，超出的电量按照日前价格出售；低的时段，缺口电量按照日前价格买入。购电基础曲线的374.8，减去出售电量的收入，加日前购买电量的成本，得到代理该类用户的批发侧度电购电成本。

在分析的过程中，小编发现由于电厂提供的几种曲线，虽然有分时价格，但是由于加权价格都是374.8，并且分时负荷不能调整，也就是曲线形态是固定的，所以这里的分时价格没有意义。也就是说，电厂给定的曲线形态固定了，分时价格改变，对售电公司购电成本的影响都可以忽略不计。

小编分析了以下两种零售分时定价方法：

（1）根据批发侧购电价格，设计零售分时定价套餐

这种方法可解释性强：根据中长期曲线分时价格来设计零售分时价格，理论上中长期的这部分电量，可以保证不亏钱。但是在实际操作过程中，由于电厂给出的曲线在凌晨价格低，上下午高峰时段价格高，通过4月用户的反应来看，价格对用户用电行为有很强的引导作用。部分用户将负荷向凌晨转移。导致售电公司需要购买更多凌晨时段的现货电量，增加了购电成本，同时降低了零售收入。

图3：月日前价格曲线

在前面的分析中，我们也得出了电厂给定曲线的分时价格没有影响的结论，所以根据批发购电价格设计零售分时价格的方法，不可取。

（2）根据电力现货价格，设计零售分时定价套餐

使用日前价格分时平均值，作为零售分时基础价格。

根据用户负荷曲线，计算在零售分时基础价格下，用户为售电公司带来的度电收入（以下简称度电收入）。当度电收入小于前面计算得到的度电购电成本时，需要对零售分时基础价格进行调整。

建议提高凌晨和早晚高峰时段电价，中午低谷时段电价适当提高。可以参考连续撮合交易中的分时价格。原则是低谷时段的电价要远低于早晚高峰时段电价，从而引导用户将用电负荷由日前高价时段向中午日前低价时段转移。

每次调整完，使用用户负荷曲线，重新计算度电收入。当度电收入高于度电购电成本，或收入已经超过374.8元/兆瓦时，并且接近度电购电成本时，该分时价格可以作为该类用户的零售套餐分时价格。之所以和374.8元/兆瓦时对比，是因为以往零售合约大部分采用固定价格模式，价格在374.8元/兆瓦时左右。

没有一套分时价格套餐可以适用所有类型的用户，小编建议售电公司按照以上方法为每类用户或每个大用户设计分时价格套餐，并且评估购电成本与零售收入。

最后我们来总结一下，在制定分时定价零售套餐时，总体思路是同时考虑购电成本与零售收入，以现货日前价格为基础，以引导用户调整用电时间为目的，设计分时价格。在向电力用户解释套餐时，使用用户负荷曲线计算加权平均价格，来和原先的固定价格对比，并且主动引导用户调整用电时间，分析用户负荷调整的潜力，向用户展示负荷调整后的加权平均价格。