分时电价机制迎六大调整 新型储能加快发展

    证券时报记者 贺觉渊 赵黎昀

    7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。通知提出，将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

    发改委有关负责人指出，此次进一步完善分时电价机制的最大亮点就是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。合理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。该负责人还指出，分时电价机制的实施，可有效减少一些不必要的输配电、发电资源投入，提升电力系统运行效率和经济性，有利于从总体上降低全社会用电成本。

    厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受证券时报记者采访时表示，完善分时电价机制对中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义，也将有利于可再生能源发展。比如风电行业，在风大的时候可以把风能储存起来，在峰期发电卖出去，有利于电力企业盈利，推动新能源和储能行业发展。

    完善分时电价机制

    《通知》主要从六个方面进一步完善现行分时电价机制。

    一是优化峰谷电价机制。要求各地结合当地情况积极优化峰谷电价机制，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。

    二是建立尖峰电价机制。要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

    三是建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。要求日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，健全季节性电价机制；水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制，合理确定时段划分、电价浮动比例。

    四是明确分时电价机制执行范围。要求各地加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价，由用户自行选择执行。

    五是建立动态调整机制。要求各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

    六是加强与电力市场的衔接。要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

    有助引导“削峰填谷”

    发改委有关负责人指出，当前，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动，保障电力安全经济运行面临更大挑战，对进一步完善分时电价机制提出了迫切要求。

    虽然近年来我国大力推进新能源发电产业发展，但火电依然占据了整个发电市场的绝对权重。4月以来，国内动力煤价格持续高位运行。近期由于夏季用电需求高峰来袭，7月29日动力煤主力合约再度突破900元/吨高点。

    成本高企叠加原料供应趋紧，使得火电企业亏损加剧。在此背景下，进一步完善分时电价机制，对短期保障电力安全、稳定经济运行而言已是势在必行。

    “政策方向肯定是没有问题的。目前我国电价无法反映发电企业真实成本，不利于行业可持续发展。完善分时电价机制将有利于可再生能源发展。比如风电行业，在风大的时候可以把风能储存起来，在峰期发电卖出去，有利于电力企业盈利，推动新能源和储能行业发展。”林伯强指出，相关政策还需进一步细化，解决如何推进和执行的问题。我国此前也有阶梯电价的相关规定，但问题是峰谷电价由政策指定，差距不大，用户就没有动力实现政策期待的削峰填谷效果。此次完善分时电价机制，目标肯定是要拉开峰谷差距。最终峰谷电价是按成本定价，还是依旧由政策规定，还需要后续政策进一步明确。此外，理论上居民用电和商业用电都在高峰时段。目前我国居民电价走的是阶梯电价模式，今后将如何推进，也是需要关注的核心问题。

    对于居民用电价格是否会受影响，发改委有关负责人表示，目前，有14个省份出台了居民峰谷电价政策，峰谷电价价差相对较小，一些地方仅设定平段电价和谷段电价，未设定高峰电价，且多数地方允许居民用户自行选择是否执行峰谷电价。总的看，此次进一步完善分时电价机制，对居民用电价格的影响较小。

    长期有利于

    推进“双碳”目标实现

    今年7月，全国碳排放权交易市场正式启动上线交易，超过2200家发电企业被纳入重点排放单位名单，我国也成为全球规模最大的碳市场。

    正式上线交易后，我国的碳价超出了之前的预期。全国碳市场启动前，从7个地方试点运行情况看，近两年加权平均碳价约在40元/吨。7月29日，全国碳市场碳排放配额（CEA）挂牌协议交易成交量84026吨，成交额445万元，收盘价52.96元/吨，较前一日上涨0.88%。

    “在‘双碳’背景下，电价肯定要动，否则成本没有出口。发电企业本来就盈利情况不佳，如果再加上碳成本，就更没有生存发展的空间。”林伯强认为，完善分时电价机制对中长期实现碳达峰、碳中和目标都具有积极意义。随着碳交易推进，火电企业需要支出大笔碳成本，我国电价长期维持低位的状态难以持续。

    “‘双碳’推进初衷就是为了通过提高碳交易成本，抑制碳排放减少高耗能，改善消费者行为，如果电价不动肯定达不到这个目的，也必须有完善电价这个出路，才会推动碳交易对社会的影响。”林伯强进一步指出，碳交易首批集中在电力行业，就是因为电力行业碳排放相对容易测算和管理。但碳交易不仅要对电力行业起作用，还要对其他行业形成共振，包括居民行为模式。如果碳成本最后还以电力企业内部消化解决，那么难以推动“双碳”目标实现。