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以分時電價機制提升電力供應能力

作者:陳皓勇 來源:中國能源報 發布時間:2021-01-13 瀏覽:
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中國儲能網訊:近年來我國電力裝機一直處于過剩狀態,煤電裝機利用小時數持續偏低、棄風棄光現象尚未完全解決。如何將豐富的電量轉化為有效的電力、增強電力安全穩定供應能力,有待進一步探討。

日前,國家發改委、國家能源局聯合發布《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》。國家發改委表示已會同有關部門和電力企業,積極采取措施切實保障電力需求。下一步將繼續指導各地和電力企業做好電力供應保障各項工作,提高發電能力,優化運行方式,多渠道增加電煤供應,及時協調解決電煤運力,切實保障電力需求。

值得注意的是,近年來我國電力裝機(特別是煤電裝機)一直處于產能過剩狀態,煤電利用小時數長期在4000小時左右徘徊,可再生能源棄電現象也時有發生。要將豐富“電量”轉化為有效“電力”,除國家發展改革委所提措施外,建議還可采取完善電源側調峰、用戶側可中斷負荷和需求側響應機制,發展分布式發電和先進儲能技術等措施。本文重點從建立分時電價機制和分時段交易的電力市場兩方面探討提升電力保障能力的體制機制問題。

分時電價機制建立較早,但理論基礎仍不完善

分時電價作為基于價格的有效需求響應方式之一,通過在負荷高峰時段適當調高電價、低谷時段適當降低電價的價格信號來引導用戶制定合理的用電計劃,從而將高峰時段的部分負荷轉移到低谷時段,達到削峰填谷、平衡負荷的目的。分時電價是一種可有效反映電力系統不同時段供電成本差異的電價機制,其常見形式有峰谷電價、季節電價和豐枯電價等。分時電價機制的核心主要是峰谷時段的劃分和峰谷分時電價的制定兩個方面,科學劃分峰谷時段、合理制定分時電價是確保分時電價執行取得效果、達到社會資源更加優化配置目的的基礎。20世紀70年代開始,國內外廣大學者就對峰谷分時電價理論開展了豐富的研究。

我國自1985年發布《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定的通知》后,國內部分地區就陸續開始施行峰谷分時電價。為了鼓勵各地真正實施峰谷分時電價,原國家水利部、經濟委員會、物價局于1987年又聯合發布了《關于多種電價施行辦法的通知》,并提出了相應指導原則。隨著經濟發展,經濟發達地區出現了用電緊張和用電季節性強的困局,為了緩解部分地區用電緊張局面,充分發揮價格杠桿作用,國家發展改革委于2003年出臺了《關于運用價格杠桿調節電力供求促進合理用電有關問題的通知》以大力推行峰谷分時電價。此后,我國全面推行峰谷分時電價,同時還引入了季節性尖峰電價和豐枯電價。

分時電價作為一種基于價格的需求響應方式,早期被大力推行的主要原因是用電負荷增長過快,電源建設跟不上負荷需求增速,需要削峰填谷。目前,多數國家和地區電力供不應求的情況已大大緩解,但依然積極推廣分時電價機制,其原因包括:一、緩解供電壓力:通過執行分時電價政策,引導用戶增加夜間用電、促進低谷電力消費,實現用電需求調節和錯峰避峰,約有80%缺口在用電側得到基本解決,大大緩解供電側的壓力;二、提升供電設備利用效率:在供電側,通過執行分時電價政策的執行和改善負荷特性,為電力公司充分利用現有設備的輸配電能力提供條件;三、緩解季節性用電緊張:夏季和冬季的高峰用電時段電網存在不同程度的缺口,實施峰谷分時電價和季度性電價,轉移部分高峰負荷,削峰填谷,有利于電網安全、經濟運行,也有利于社會資源的優化配置;四、促進新產品的開發和應用:促進蓄熱鍋爐、蓄冷空調、電動汽車、儲能、5G等新產品的開發和應用。此外,為促進可再生能源消納,美國加州等地區正在按照光伏發電曲線特性制定實施分時電價:在光伏發電高峰期,按低谷電價向用戶收取電費;對日落后增長的電力需求,考慮啟動天然氣調峰發電成本,按高峰電價向用戶收取電費。

雖然分時電價機制在我國已實施多年,但其理論基礎并不完善??茖W制定分時電價方案需要建立在對歷史電價、電源結構、發用電數據以及生產生活用電等情況全面分析的基礎上,用經濟學方法(一般采用電力系統優化規劃和優化調度模型)設計電價水平與結構,并用會計學方法進行校核與修正。應結合新形勢進一步研究與實施,以緩解缺電局面。

分時電價機制與電力市場改革并無矛盾

以美國電力市場為例,批發側的電價(對應于我國的上網電價)一般采用節點邊際電價(LMP),由ISO/RTO運行相應的安全約束機組組合和安全約束經濟調度模型計算得到,一般按照每小時的負荷加權平均LMP進行定價。而零售側電價(即公共事業服務公司或零售商賣電給電力用戶的電價)往往采用固定電價(含階梯電價)或分時電價制度,只有德州電力市場等引入了“批發指數費率”使零售電價與批發電價的變化直接掛鉤,但也不是實時變化。智利是世界上第一個進行電改的國家,為鼓勵可再生能源消納并增加競爭,2014年引入了帶時標的能量塊交易,允許發電機在一天中針對特定的時段進行投標,而不是限定必須24小時供應電力。智利的帶時標能量塊交易取得了預期的效果,增強了競爭,促進了可再生能源消納,電價大幅下跌,受到了各方面的稱贊。

我國電力市場目前依然是以中長期交易為主要形式,大多數省份依然保留了改革前的分時電價結構。目前,在中長期交易中只有四川、重慶2個省市不執行分時電價,9個省市強制執行分時電價,而其余省市允許用戶選擇性執行??偠灾?,分時電價機制并非一定是計劃經濟模式的產物,和電力市場機制并不存在根本性矛盾。

在2020年11月25日國家發展改革委、國家能源局發布的《2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》中,為拉大峰谷差價,明確提出“交易雙方簽訂分時段合同時,可約定峰谷時段交易價格,也可參考上一年平均交易價格確定平段電價,峰谷電價基于平段電價上下浮動。上下浮動比例由購售電雙方協商確定,也可以執行政府主管部門推薦的相關標準。峰谷差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款,在發用電兩側共同施行,拉大峰谷差價?!保磭野l改委電力中長期合同“六簽”要求之“分時段簽”。)此前,江西、浙江等省份已先期開展了中長期分時段交易的研究和探索。

2019年12月,江西省能源局就編制了《2020年分時段市場化交易模擬方案》,經過了周密的考慮和細致嚴謹的測算分析,科學劃分時段、拉大峰谷差價、暢通市場主體避險渠道。2020年7—8月,江西省組織市場化電力用戶正式開展了電量分時段模擬交易。11月26日江西省發展改革委(江西省能源局)發布的《江西省2021年度電力市場化交易實施方案》中,明確提出建立年度、月度、月內時段交易模式。與此同時,國家發展改革委也將“江西先行先試開展電量分時分段模擬交易”列為首個電力中長期合同“六簽”工作典型經驗并在全國推廣。江西省之所以提出中長期分時段市場化(物理合同)交易,正是因為提前考慮到受省內煤電建設進度滯后于規劃預期、跨省跨區通道輸送能力不足等因素影響,未來若干年全省電力供需形勢總體趨緊,局部時段將出現電力供應缺口,電力供需形勢嚴峻。這是為積極應對用電高峰時期電力供應的緊張形勢、有效利用市場化手段引導用戶移峰填谷而進行的大膽嘗試,對緩解缺電局面有相當大的促進作用,能解決實際問題并具有一定的前瞻性。雖然在實踐過程中可能遇到種種困難,但毫無疑問應堅定不移地向前推進。

  (作者供職于華南理工大學電力經濟與電力市場研究所)

關鍵字:分時電價

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