中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：新能源發(fā)電滲透率的提升，有助于中國(guó)電力生產(chǎn)結(jié)構(gòu)的低碳轉(zhuǎn)型。但是新能源的間歇性和波動(dòng)性，也使得用電負(fù)荷與電力供應(yīng)的“峰谷差”持續(xù)擴(kuò)大。設(shè)置峰谷電價(jià)是實(shí)現(xiàn)“削峰填谷”、平滑用電需求的重要手段。2022年11月29日，《山東省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》發(fā)布。該文件要求進(jìn)一步完善工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策，自2023年1月1日起，工商業(yè)分時(shí)電價(jià)在高峰時(shí)段上浮70%、低谷時(shí)段下浮70%、尖峰時(shí)段上浮100%、深谷時(shí)段下浮90%。山東省2023年零售側(cè)峰谷電價(jià)機(jī)制的實(shí)踐表明，峰谷電價(jià)需要設(shè)置動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，才能保證電價(jià)“峰谷”和用電需求“峰谷”趨向一致，并最大限度地保證參與電力市場(chǎng)各方的利益。
引導(dǎo)用電企業(yè)“削峰填谷”
山東是我國(guó)的新能源發(fā)電大省，且新能源發(fā)電裝機(jī)容量占比逐年遞增，截至3月底，山東的光伏發(fā)電裝機(jī)容量占比達(dá)25%，風(fēng)電裝機(jī)容量占比達(dá)13%，新能源發(fā)電裝機(jī)容量占比已經(jīng)接近40%，裝機(jī)容量占比在各省份中處于較高水平。因此，山東電力市場(chǎng)面臨的挑戰(zhàn)，或?qū)⒊蔀槲磥?lái)全國(guó)電力市場(chǎng)所面臨的普遍問(wèn)題。
新能源發(fā)電量的提升可以應(yīng)對(duì)不斷提升的電力需求，緩解火電燃燒化石燃料造成的碳排放增加問(wèn)題。但是，新能源發(fā)電波動(dòng)性大、隨機(jī)性強(qiáng)，很難保證出力曲線的穩(wěn)定。這在開(kāi)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的山東最直接的表現(xiàn)就是形成了比較明顯的“鴨子曲線”，即白天光伏發(fā)電出力好，電力供給大于電力需求，電力現(xiàn)貨價(jià)格較低；而晚上光伏不出力，用電需求高于供給，電力現(xiàn)貨價(jià)格較高。
為了應(yīng)對(duì)上述電力供需不平衡的情況，國(guó)網(wǎng)山東省電力公司和山東電力交易中心采取了一個(gè)重要措施，即從需求側(cè)入手，以拉大峰谷價(jià)差的方式引導(dǎo)用電企業(yè)“削峰填谷”。2022年年末，上述兩家單位根據(jù)系統(tǒng)需求，完成2023年不同季節(jié)容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)K1、K2 取值及執(zhí)行時(shí)段測(cè)算，并引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段（見(jiàn)表1）。同時(shí)，參考山東2022年現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)信號(hào)，結(jié)合容量補(bǔ)償電價(jià)收取方式，設(shè)計(jì)了山東2023年零售合同（套餐）分時(shí)時(shí)段、時(shí)長(zhǎng)及價(jià)格約束。具體約束條件如下：一是零售合同（套餐）與容量補(bǔ)償電價(jià)執(zhí)行相同的季節(jié)劃分標(biāo)準(zhǔn)，全年分為冬季（12 月至次年1 月）、春季（2 ～ 5 月）、夏季（6 ～ 8 月）和秋季（9 ～ 11 月），時(shí)段屬性包括峰段、谷段和平段；二是零售合同（套餐）的峰段至少包含容量補(bǔ)償電價(jià)的尖峰時(shí)段，谷段至少包含容量補(bǔ)償電價(jià)的深谷時(shí)段；三是零售合同（套餐）的谷段可在容量補(bǔ)償電價(jià)的平段和谷段中選取，峰段可在容量補(bǔ)償電價(jià)的平段和峰段中選取；四是零售合同（套餐）谷段總時(shí)長(zhǎng)不少于峰段總時(shí)長(zhǎng)，平段總時(shí)長(zhǎng)不少于 12 小時(shí)；五是高峰時(shí)段均價(jià)在平段均價(jià)基礎(chǔ)上上浮不低于50%，低谷時(shí)段均價(jià)在平段均價(jià)基礎(chǔ)上下浮不低于 50%。
助新能源消納，促供需匹配
根據(jù)以上約束條件，以380元/兆瓦時(shí)的平段價(jià)格均價(jià)為基準(zhǔn)價(jià)（見(jiàn)表2），可以設(shè)計(jì)出較合理的電能量?jī)r(jià)格套餐?？梢钥闯?，谷段與峰段的電能量?jī)r(jià)差近0.4元/千瓦時(shí)，疊加容量補(bǔ)償電價(jià)0.1元/千瓦時(shí)的價(jià)差，企業(yè)在尖峰段和深谷段的用電成本相差約0.5元/千瓦時(shí)。
今年以來(lái)，上述峰谷時(shí)段的設(shè)置及價(jià)格系數(shù)的調(diào)整，確實(shí)非常有效地引導(dǎo)了用電企業(yè)“削峰填谷”。具體表現(xiàn)是，春季中午5個(gè)低價(jià)小時(shí)段，吸引很多用電企業(yè)提高白天用電比例，降低晚高峰用電需求。這在很大程度上提升了用電企業(yè)對(duì)于光伏發(fā)電的消納，對(duì)于山東持續(xù)提升光伏發(fā)電裝機(jī)容量是一件好事。
從用戶(hù)側(cè)角度考慮，可以靈活調(diào)整用電時(shí)間段的用電企業(yè)，其用電成本可以大幅降低。2023年5月某兩家不同用電曲線的用電企業(yè)，其電能量成本分別為262元/兆瓦時(shí)和475元/兆瓦時(shí)。假設(shè)兩家企業(yè)月度用電量都是1000兆瓦時(shí)，則其電能量費(fèi)用相差213000元，再疊加不同的容量補(bǔ)償電價(jià)，其用電成本相差更多（見(jiàn)表2）。對(duì)于利潤(rùn)率普遍較低的小型制造企業(yè)，靈活調(diào)整用電時(shí)間段既可以降低生產(chǎn)成本，也可以幫助電網(wǎng)消納更多的新能源（電力現(xiàn)貨價(jià)格低的時(shí)段一般對(duì)應(yīng)新能源大發(fā)的時(shí)間段），降低供需不匹配對(duì)電網(wǎng)的沖擊。
銷(xiāo)售電價(jià)與現(xiàn)貨市場(chǎng)偏離
夏季（6～8月）容量補(bǔ)償電價(jià)的低谷時(shí)間段設(shè)置在凌晨2點(diǎn)到早8點(diǎn)之間，相應(yīng)的國(guó)網(wǎng)山東電力以及不少售電企業(yè)也將其夏季用電的低谷時(shí)段設(shè)定在凌晨時(shí)段。之所以將谷段設(shè)置在凌晨，筆者認(rèn)為有兩個(gè)原因：一是在2022年電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，電力現(xiàn)貨價(jià)格及供需關(guān)系表現(xiàn)為凌晨時(shí)段電力需求較低，電力現(xiàn)貨價(jià)格也偏低；二是2023年以來(lái)，有些企業(yè)需要補(bǔ)充疫情前停工的產(chǎn)能，用電需求提升，再疊加夏季高溫，用戶(hù)側(cè)白天用電提升比例較高。但目前看來(lái)，（山東）凌晨低電價(jià)這種情況在6月中上旬并沒(méi)有出現(xiàn)，白天依然是電力現(xiàn)貨出現(xiàn)低價(jià)的時(shí)段。
筆者統(tǒng)計(jì)了2023年6月1日至22日的24小時(shí)電力現(xiàn)貨均價(jià)，以及以374.8元/兆瓦時(shí)（售電企業(yè)批發(fā)側(cè)中長(zhǎng)期電量的價(jià)格）為平價(jià)均值并按照電網(wǎng)劃分的峰谷平段設(shè)置的零售價(jià)格套餐。在凌晨時(shí)段（0～8時(shí)）零售側(cè)價(jià)格與實(shí)際現(xiàn)貨價(jià)格存在非常嚴(yán)重的偏離現(xiàn)象，即部分售電企業(yè)和國(guó)網(wǎng)山東電力賣(mài)給用電企業(yè)的電價(jià)極低，但電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中這個(gè)時(shí)間段的電力價(jià)格非常高。這說(shuō)明，對(duì)于部分售電企業(yè)來(lái)說(shuō)，在代理凌晨用電偏多的用電企業(yè)時(shí)，由于批發(fā)側(cè)與零售側(cè)存在較大的價(jià)格偏離差距，存在比較大的虧損風(fēng)險(xiǎn)。
從6月的市場(chǎng)情況來(lái)看，盡管尚未出現(xiàn)售電公司大規(guī)模虧損的情況，但中午現(xiàn)貨價(jià)格維持較低水平，說(shuō)明該時(shí)段電力供應(yīng)仍然充足，未出現(xiàn)預(yù)期的供應(yīng)緊張情況，與當(dāng)初的設(shè)計(jì)初衷出現(xiàn)偏差，火電機(jī)組出力不足，系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性下降。
原因在于，由于新能源發(fā)電裝機(jī)容量的迅速發(fā)展，政策性制定者無(wú)法預(yù)估未來(lái)的電力供需情況與歷史的供需情況是否一致，同時(shí)電力供需關(guān)系的變化存在更多的不確定性。
建議未來(lái)進(jìn)一步優(yōu)化峰谷電價(jià)機(jī)制，科學(xué)動(dòng)態(tài)設(shè)置相關(guān)時(shí)段和價(jià)差，促進(jìn)電力市場(chǎng)持續(xù)健康發(fā)展。
需動(dòng)態(tài)調(diào)整峰谷時(shí)段并拉大價(jià)差
通過(guò)動(dòng)態(tài)調(diào)整峰谷時(shí)段并且拉大峰谷價(jià)差，可以讓實(shí)際現(xiàn)貨峰谷時(shí)段與定義的峰谷時(shí)段貼合，有效引導(dǎo)用電企業(yè)“削峰填谷”。這既可以幫助靈活性用電企業(yè)降低生產(chǎn)成本，也可以消納更多的新能源發(fā)電量，從而實(shí)現(xiàn)多贏。
當(dāng)實(shí)際現(xiàn)貨峰谷時(shí)段與定義的峰谷時(shí)段出現(xiàn)偏差甚至偏離時(shí)，不僅會(huì)引導(dǎo)用電企業(yè)“削谷填峰”，而且會(huì)損害市場(chǎng)整體的利益，不利于電力市場(chǎng)的改革發(fā)展。
未來(lái)，電力供需關(guān)系的變化存在更多的不確定性。因此，政策層制定電力價(jià)格時(shí)，需要結(jié)合實(shí)際情況增加動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，促進(jìn)電力市場(chǎng)的可持續(xù)健康發(fā)展。具體可以從以下兩個(gè)方向著手：一是選擇更小的時(shí)間顆粒劃分峰平谷時(shí)段，可以從季度精細(xì)化到月甚至旬。二是動(dòng)態(tài)調(diào)整要成為常態(tài)，可以結(jié)合每月新進(jìn)入電力市場(chǎng)的新能源增量裝機(jī)情況以及經(jīng)濟(jì)指標(biāo)參數(shù)，來(lái)逐月動(dòng)態(tài)修正零售側(cè)峰平谷時(shí)段劃分及相關(guān)參數(shù)。
（作者分別系上海交通大學(xué)安泰經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院特聘教授、遠(yuǎn)景能源電力交易專(zhuān)家）
