新能源發(fā)電滲透率的提升，有助于中國電力生產(chǎn)結(jié)構(gòu)的低碳轉(zhuǎn)型。但是新能源的間歇性和波動性，也使得用電負荷與電力供應(yīng)的“峰谷差”持續(xù)擴大。設(shè)置峰谷電價是實現(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)展和改革委員會關(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項的通知》發(fā)布。該文件要求進一步完善工商業(yè)分時電價政策，自2023年1月1日起，工商業(yè)分時電價在高峰時段上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮90%。山東省2023年零售側(cè)峰谷電價機制的實踐表明，峰谷電價需要設(shè)置動態(tài)調(diào)整機制，才能保證電價“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各方的利益。

引導(dǎo)用電企業(yè)“削峰填谷”

山東是我國的新能源發(fā)電大省，且新能源發(fā)電裝機容量占比逐年遞增，截至3月底，山東的光伏發(fā)電裝機容量占比達25%，風(fēng)電裝機容量占比達13%，新能源發(fā)電裝機容量占比已經(jīng)接近40%，裝機容量占比在各省份中處于較高水平。因此，山東電力市場面臨的挑戰(zhàn)，或?qū)⒊蔀槲磥砣珖娏κ袌鏊媾R的普遍問題。

新能源發(fā)電量的提升可以應(yīng)對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題。但是，新能源發(fā)電波動性大、隨機性強，很難保證出力曲線的穩(wěn)定。這在開展電力現(xiàn)貨市場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)貨價格較高。

為了應(yīng)對上述電力供需不平衡的情況，國網(wǎng)山東省電力公司和山東電力交易中心采取了一個重要措施，即從需求側(cè)入手，以拉大峰谷價差的方式引導(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)容量補償分時峰谷系數(shù)K1、K2取值及執(zhí)行時段測算，并引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時段。同時，參考山東2022年現(xiàn)貨電能量市場分時電價信號，結(jié)合容量補償電價收取方式，設(shè)計了山東2023年零售合同(套餐)分時時段、時長及價格約束。具體約束條件如下：一是零售合同(套餐)與容量補償電價執(zhí)行相同的季節(jié)劃分標準，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償電價的尖峰時段，谷段至少包含容量補償電價的深谷時段;三是零售合同(套餐)的谷段可在容量補償電價的平段和谷段中選取，峰段可在容量補償電價的平段和峰段中選取;四是零售合同(套餐)谷段總時長不少于峰段總時長，平段總時長不少于12小時;五是高峰時段均價在平段均價基礎(chǔ)上上浮不低于50%，低谷時段均價在平段均價基礎(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/兆瓦時的平段價格均價為基準價，可以設(shè)計出較合理的電能量價格套餐。可以看出，谷段與峰段的電能量價差近0.4元/千瓦時，疊加容量補償電價0.1元/千瓦時的價差，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。

今年以來，上述峰谷時段的設(shè)置及價格系數(shù)的調(diào)整，確實非常有效地引導(dǎo)了用電企業(yè)“削峰填谷”。具體表現(xiàn)是，春季中午5個低價小時段，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)對于光伏發(fā)電的消納，對于山東持續(xù)提升光伏發(fā)電裝機容量是一件好事。

從用戶側(cè)角度考慮，可以靈活調(diào)整用電時間段的用電企業(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/兆瓦時和475元/兆瓦時。假設(shè)兩家企業(yè)月度用電量都是1000兆瓦時，則其電能量費用相差213000元，再疊加不同的容量補償電價，其用電成本相差更多(見表2)。對于利潤率普遍較低的小型制造企業(yè)，靈活調(diào)整用電時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)貨價格低的時段一般對應(yīng)新能源大發(fā)的時間段)，降低供需不匹配對電網(wǎng)的沖擊。

銷售電價與現(xiàn)貨市場偏離

夏季(6~8月)容量補償電價的低谷時間段設(shè)置在凌晨2點到早8點之間，相應(yīng)的國網(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段設(shè)定在凌晨時段。之所以將谷段設(shè)置在凌晨，筆者認為有兩個原因：一是在2022年電力現(xiàn)貨市場中，電力現(xiàn)貨價格及供需關(guān)系表現(xiàn)為凌晨時段電力需求較低，電力現(xiàn)貨價格也偏低;二是2023年以來，有些企業(yè)需要補充疫情前停工的產(chǎn)能，用電需求提升，再疊加夏季高溫，用戶側(cè)白天用電提升比例較高。但目前看來，(山東)凌晨低電價這種情況在6月中上旬并沒有出現(xiàn)，白天依然是電力現(xiàn)貨出現(xiàn)低價的時段。

筆者統(tǒng)計了2023年6月1日至22日的24小時電力現(xiàn)貨均價，以及以374.8元/兆瓦時(售電企業(yè)批發(fā)側(cè)中長期電量的價格)為平價均值并按照電網(wǎng)劃分的峰谷平段設(shè)置的零售價格套餐。在凌晨時段(0~8時)零售側(cè)價格與實際現(xiàn)貨價格存在非常嚴重的偏離現(xiàn)象，即部分售電企業(yè)和國網(wǎng)山東電力賣給用電企業(yè)的電價極低，但電力現(xiàn)貨市場中這個時間段的電力價格非常高。這說明，對于部分售電企業(yè)來說，在代理凌晨用電偏多的用電企業(yè)時，由于批發(fā)側(cè)與零售側(cè)存在較大的價格偏離差距，存在比較大的虧損風(fēng)險。

從6月的市場情況來看，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)貨價格維持較低水平，說明該時段電力供應(yīng)仍然充足，未出現(xiàn)預(yù)期的供應(yīng)緊張情況，與當初的設(shè)計初衷出現(xiàn)偏差，火電機組出力不足，系統(tǒng)經(jīng)濟性下降。

原因在于，由于新能源發(fā)電裝機容量的迅速發(fā)展，政策性制定者無法預(yù)估未來的電力供需情況與歷史的供需情況是否一致，同時電力供需關(guān)系的變化存在更多的不確定性。

建議未來進一步優(yōu)化峰谷電價機制，科學(xué)動態(tài)設(shè)置相關(guān)時段和價差，促進電力市場持續(xù)健康發(fā)展。

需動態(tài)調(diào)整峰谷時段并拉大價差

通過動態(tài)調(diào)整峰谷時段并且拉大峰谷價差，可以讓實際現(xiàn)貨峰谷時段與定義的峰谷時段貼合，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，從而實現(xiàn)多贏。

當實際現(xiàn)貨峰谷時段與定義的峰谷時段出現(xiàn)偏差甚至偏離時，不僅會引導(dǎo)用電企業(yè)“削谷填峰”，而且會損害市場整體的利益，不利于電力市場的改革發(fā)展。

未來，電力供需關(guān)系的變化存在更多的不確定性。因此，政策層制定電力價格時，需要結(jié)合實際情況增加動態(tài)調(diào)整機制，促進電力市場的可持續(xù)健康發(fā)展。具體可以從以下兩個方向著手：一是選擇更小的時間顆粒劃分峰平谷時段，可以從季度精細化到月甚至旬。二是動態(tài)調(diào)整要成為常態(tài)，可以結(jié)合每月新進入電力市場的新能源增量裝機情況以及經(jīng)濟指標參數(shù)，來逐月動態(tài)修正零售側(cè)峰平谷時段劃分及相關(guān)參數(shù)。(尹海濤孫興)