分时电价机制“护航”风光消纳

国家发展改革委日前印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（简称《通知》），要求各地结合当地情况积极完善峰谷电价机制，在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，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，要健全季节性电价机制。

《通知》旨在充分发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。华北电力大学经济与管理学院教授曾鸣接受记者采访时指出，分时电价的推行，在电力体制改革中有着重要的意义和作用，既有利于反映用电成本，又有利于反映市场供需关系，同时还能够避免一些交叉补贴。

推动电改“再下一城”

记者了解到，电力体制改革作为我国能源革命的重点领域之一，近年来正逐渐加快步伐。在曾鸣看来，自2015年“电力体制改革9号文”出台以来，经过近六年的时间，新电改取得了一些重要成果，比如售电侧的放开；交易中心这个机构的逐步成熟、独立，也在进一步的完善中；还有电力现货市场在一些省试点了很长时间，而且取得了显著的成效。

“我国电力体制改革有序稳步开展，取得了一系列的重要进展。”国网能源研究院财会与审计研究所所长李成仁表示，目前，在发用电放开方面，已全面放开经营性电力用户的发用电计划；电力市场建设方面，电力现货试点工作持续推进，广东、山东、蒙西、甘肃、浙江、福建、四川和山西都试行了连续结算试运行工作；输配电价改革方面，建立了输配电成本监审办法，通过了两轮成本监审工作，建立起了包括跨省跨区、区域、省级等在内的输配电价体系。

在电力体制改革推进的过程中，分时电价机制是其中的重要环节。根据国家发改委官方解读，分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排，分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。

李成仁告诉记者，分时电价政策执行的重点在销售侧。“作为一种重要的价格机制，分时电价具有覆盖范围广、调节效果显著的特点。”他指出，近年来，我国新能源发展迅速，电力系统峰谷特性尤其是净负荷特性发生了较大变化，通过分时电价，可更好引导用户改变用电行为、促进新能源消纳、保障系统安全稳定运行。

“价格是电力市场改革的一个核心，”曾鸣表示，分时电价能够反映电力的成本，让使用者能够按照正确的成本信号来安排用电；同时也能适当反映供需关系，在用电紧张的尖峰时段，电价会比较高，而在低谷时段，电价就会比较低，从而可以通过价格来调整供需关系。他还强调，“通过分时电价，能够反映各类不同用户各自的用电成本，在一定程度上避免了交叉补贴。”

“护航”清洁能源消纳

在“碳达峰、碳中和”背景下，如何促进风电、光伏等可再生能源的消纳，是电力体制改革的重要目标。在李成仁看来，实现“双碳”目标离不开新型电力系统的构建，但目前我国在促进可再生能源消纳的价格机制方面仍有完善空间，例如电力市场机制，容量补偿机制，成本传导机制等。

对此，清华大学副教授郭烨指出，新能源发电具有随机性和波动性，为消纳新能源发电，电网需在调峰、调频、调压、备用等多个层面具有足够的灵活性。他表示，“电网的主要灵活性来源在于火电机组，随着火电和新能源发电比例的‘此消彼长’，未来电网存在很大的灵活性缺口需要填补，这也是未来新能源消纳的难点所在。”

针对上述难题，郭烨认为，分时电价机制一方面可以通过更大的峰谷价差限制峰谷负荷差，提升用户用能的电网友好性，减轻电网的调峰压力；另一方面能够推动储能的发展，以填补未来电网灵活性的缺口，在调峰调频、调压备用等多个方面为电网提供灵活性支撑，有力促进可再生能源的消纳。同时，他还表示，用户侧储能的发展又可以进一步提升用户用能的主动性和灵活性，有利于推动分布式交易的发展，促进分布式新能源发电就近消纳。

通过支持储能的发展，促进可再生能源电力消纳，是分时电价推动新能源大规模开发利用的重要方式。曾鸣认为，由于有“峰谷分时”，储能设施投资多少、怎么运行、容量多少，都可以根据峰谷分时电价和投资回报率，做出合理的安排和设计，对于储能的投资者和运营者，都将发挥积极作用。

曾鸣告诉记者，由于可再生能源具有波动性，通过分时电价机制，可以根据这种波动性来安排用户和储能，来迎合可再生能源的发电出力，使可再生能源尽可能多的被消纳。不过，他还强调，“除了分时电价，我们还要用各种灵活性资源的辅助服务市场，对可再生能源的波动性进行调峰调频，来保证平稳供应，保证系统安全和经济。”

构建“新型电力市场”

在业内看来，随着“新型电力系统”的提出，电力市场改革仍有诸多方面亟需突破。郭烨认为，建设新能源为主体的新型电力系统，在电价机制和电力市场方面，存在两个关键难题：一是安全层面的灵活性问题，即日益增长的新能源发电随机性与逐渐缩减的传统灵活性资源火电机组间的矛盾；二是经济层面的固定成本回收问题，即新能源发电相对高固定成本与接近零边际运行成本间的矛盾。

面对这两个“关键难题”，郭烨建议，在电源侧，需要建设新能源为主体的电力现货市场，建设多种资源协同的辅助服务体系，明确火电未来的角色定位与转型路径，探索新能源发电固定成本补偿机制；在电网侧，要完善输电成本核算机制，完善跨区域交易机制；在负荷侧，要建设促进低碳和多样化能源生态的电价体系，推动氢能相关技术的发展；在储能侧，则需要为储能参与多种商业模式提供给条件，研究储能成本的回收问题。同时，他还指出，对于电网整体，要推动电网的数字化与智能化转型，以及多行业、多市场和多领域的协调。

李成仁指出，未来要构建适应“双碳”的成本价格体系，合理疏导双碳发展成本。构建新型电力系统是一项具有开创性同时也具有挑战性的工程，电力供应成本将会较大提高，需要构建适应“双碳”的成本价格体系，充分发挥市场主导作用，通过有效市场激发社会降碳潜力，按照公平负担的原则实现成本向各类主体的传导。

在电力市场方面，李成仁表示，要统筹电力市场和碳市场，通过市场发现价格信号，明确电力市场和碳市场的功能定位，加强市场信息披露。鼓励中长期交易双方按曲线签订合同，做好现货和中长期交易的衔接；完善辅助服务市场规则，细化辅助服务产品类型；探索建立容量市场机制；持续推动煤电、风电、光伏等进入市场。鼓励用户侧资源参与电力电量平衡。

“未来的电力市场化建设，要围绕着新型电力系统来构建对应的新型电力市场。”曾鸣表示，新型电力市场最大的特征就是让以风、光为代表的可再生能源参与市场竞争，为此，很多方面的工作都要进行，比如通过各种灵活性资源的辅助服务市场的建设，电力市场和碳市场的联动，以及对应的电价机制的支撑。