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多地完善分時電價政策 緩解缺電還是漲價前兆?

來源:能源雜志  撰稿人:  發布時間:2021年09月07日 瀏覽:
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  8月31日,廣東省發改委發布《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》,通知完善了現行的峰谷分時電價政策,全省統一劃分峰谷分時電價時段。在價格方面,拉大了峰谷比價:峰平谷比價從現行的1.65:1:0.5調整為1.7:1:0.38。

  無獨有偶,近日貴州省發改委也印發《關于試行峰谷分時電價有關事項的通知》(黔發改價格〔2021〕611號),決定自2021年10月1日起,在銷售側試行為期兩年的峰谷分時電價。而在此之前,貴州省是全國唯二(另一個是西藏)不實行分時峰谷電價政策的省份。

  7月26日,國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》,要求在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上,進一步完善目錄分時電價機制,更好引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納,為構建以新能源為主體的新型電力系統、保障電力系統安全穩定經濟運行提供支撐。

  政策發布之后,全國多地陸續發布了全新的分時電價政策。

  8月24日,南方電網公司《關于推動落實國家進一步完善分時電價機制的通知正式印發。其中提到尖峰電價上浮比例按照國家統一要求不低于20%,具體上浮比例將結合各省區實際進一步研究確定。

  除了南方電網區域,江蘇、安徽、山西、福建、寧夏等地也都在國家發改委政策發布的前后調整了分時電價政策。

  今年國家及各地開始大規模調整分時電價政策的直接原因,是愈發頻繁的電力短缺問題。2020年12月上旬開始,湖南、浙江兩省在冬季電力供應壓力下相繼啟動有序用電措施。緊接著,全國多地創下最高用電負荷。2021年夏季,隨著高溫來襲,各地用電負荷再度刷新記錄。

  “近年來我國電力裝機(特別是煤電裝機)一直處于產能過剩的狀態,煤電利用小時數長期在4000小時徘徊,可再生能源棄電現象也時有發生。因此,此次缺電主要表現在用電高峰時段電力供應緊張,缺的是電力而非電量。”華南理工大學教授陳皓勇說,“除了目前政府和企業采取的保供措施外,還可以采取完善電源側調峰、需求響應及可中斷負荷機制,發展分布式發電、先進儲能和虛擬電廠技術等手段。”

  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。

  本輪分時電價政策的調整,大趨勢是優化峰谷價差的時間段、擴大峰谷價差。這表明政府希望通過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。同時,季節性尖峰政策的完善,還可以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。

  不過,緩解電力供應緊張可能并不是政府大規模推動分時電價政策的唯一原因。在分時電價不斷完善的同時,用電負荷難以根據時段進行調整的企業無疑要逐漸承受電價上漲的壓力。結合此前沸沸揚揚的“電價上漲”傳言,不禁讓人產生分時電價調整可能會是“漲電價”前奏的猜想。

  電價在國民經濟中的作用十分巨大,電價問題牽一發而動全身,甚至牽涉社會穩定。因此政府對于電價變動(尤其是上漲十分謹慎)。目前我國正在進行的電力市場化建設,其建設方向是電力現貨市場。電力現貨市場是世界各國電力市場的共同組成部分。但是現貨市場的問題在于難以激發新建發電容量、保障電力長期穩定供應。所以很多市場建立起了配套的容量市場機制。

  盡管容量市場機制在大規模可再生能源接入之后也引發了爭議。但是對于中國來說,不僅缺乏容量市場,甚至連電力現貨市場建設都面臨著重重困難。因此從價格疏導的角度來看,調整分時電價政策、提高峰段電價是讓電價反映真實電力供需的一個合理手段。也是在當前電力市場化建設難以取得顛覆性進展情況下的不得已選擇。

  而且分時電價機制與電力市場改革并無矛盾。電力市場化改革更多地在批發側。零售側可以采用固定電價、階梯電價或者分時電價制度。陳皓勇說:“在我國電力市場,由于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。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。”

  市場機制可以概括為“供需決定價格,價格引導供需”,電價形成機制是電力市場建設的關鍵。當前的電價結構和電價水平盡管存在不合理的部分,但不可能、也不應該一夜之間徹底顛覆。對于中國的電價改革來說,只有兼顧規律與現實、效率與公平,讓市場這只“看不見的手”和政府這只“看得見的手”協同配合,才能讓電力市場改革順利推進。

責任編輯:上游
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