分时电价政策下对理顺价格机制和促进产业发展的思考

为深化电价改革、完善电价形成机制，国家发改委于2021年7月发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），提出优化分时电价机制，拉大峰谷价差，充分发挥分时价格信号，对引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳起到一定积极作用。然而在我国计划与市场并行的“双轨制”电价体系下，分时交叉补贴缺口逐年增加，该如何理顺电价形成机制？保障煤电、储能以及配售电等产业的生存发展，路又在何方？

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：郄双源等）

理顺电价形成机制

我国长期实行计划与市场并行的“双轨制”电价体系，电网企业对市场交易电量执行核定输配电价的盈利模式，而对市场外电量仍保持购售价差的盈利模式，尽管用户侧目录电价计及峰谷倍率浮动，但在电价构成要素中，发电上网电价、输配电价、政府性基金及附加未能体现与用户侧衔接一致的分时因素，用户峰、平、谷时段目录电价扣减发电上网电价和政府性基金及附加后，进而在市场外电量收入中形成了高峰用电对低谷用电的“分时交叉补贴”，如下表某电压等级一般工商业用户电价算例所示。

对此，负荷率较高或用电集中在低谷时段的电力用户（以下简称“谷电用户”）通常会形成选择继续执行目录电价的动机，避免在电力现货市场承担价格风险；而用电主要集中于高峰时段的电力用户（以下简称“峰电用户”），大多有意愿参与现货市场购买平价市场电量，以降低总体用电成本。进而造成原本由峰电用户补给谷电用户的购售价差收入，在市场化电量逐年扩增的情况下出现缺口，导致由电网企业垫付谷电用户享受的分时交叉补贴。

我国发电侧基数电量长期执行政府定价，中长期合约电量可在“基准价+上下浮动”范围内形成交易价格，合约外偏差电量执行分时波动的平段现货市场价格。但因传统煤电企业涉及变动燃料成本，又承担保障新能源消纳和供暖任务，若再计及峰谷倍率恐难以调动部分时段的发电积极性，易引发新能源企业套利行为，不符合通过市场发现价格的预期目标，且不便于化解分时交叉补贴亏空问题。

而在输配环节，现行平段输配电价暂不能适应计划向市场体系转变下的矛盾，随着市场持续向经营性用户放开，易出现更大规模的资金亏空风险。因此，在国家层面强化分时电价机制执行和推进电力现货市场建设的背景下，亟需从输配环节入手，探索与计划体系下购售价差模式相衔接的分时输配电价机制，同时做好配套的价格联动调整机制，并逐渐削减用户间“隐形”交叉补贴规模，多措并举保障计划电价向市场电价体系的平稳过渡，进一步理顺电力价格形成机制。具体如下：

一是优化电价构成要素，探索分时输配电价。在“准许成本加合理收益”基础上，结合电压等级间电量传递关系、工商业用户承担的交叉补贴费用、负荷率—同时率等因素，初步形成省级电网平段输配电价；同时，参考现货市场统一结算点价格曲线等能反映分时段电力供需情况的典型依据，科学划分峰平谷时段；最后，以尽可能缩减分时交叉补贴亏空资金为目标，充分考虑电价构成要素与目录电价匹配、各电压等级代表性用户需求价格弹性等约束条件，优化形成省级电网分时输配电价。

二是分类设立平衡账户，建立联动调整机制。鉴于我国将长期保持“计划+市场”的双轨制电价体系，有必要分类设立输配电收入平衡账户，按不同模式计收电费并及时调整电价标准。对于市场电量收入，按分时输配电价标准完成计收，当交叉补贴资金缺口或结余时，计入下一监管周期输配电价统一调整；而对于继续执行购售价差的计划电量部分，除交叉补贴问题外，随着气电、核电等高价机组增加，上游发电侧平均上网电价浮动较大，购售价差易面临大幅压缩，需要进一步联动调整用户侧目录电价。

三是削减交叉补贴规模，还原电价真实水平。我国居民生活用电价格与供电成本存在一定倒挂，若在现行阶梯电价基础上叠加可选择执行的分时信号，将继续加剧工商业承担的补贴规模，不利于纾解不同用户类别间的交叉补贴矛盾。可考虑逐渐取消对居民生活用电全面覆盖的第一档“隐形”电价补贴，转化为由低保、困难群体定期申领的普遍性服务基金，促使补贴资金定向、定量精准到位，有助于还原电价真实成本水平、进一步减轻工商业用户额外用电负担。

促进产业良序发展

我国能源与负荷资源大致呈逆向分布，随着高比例新能源接入电网，为系统内诸多产业带来发展机遇的同时，电力供需的种种矛盾也浮出水面，包括煤电企业转型迎来阵痛期、储能项目实操效益不佳、增量配电业务改革试点生存堪忧等。在国家层面强化分时电价机制执行和推进电力现货市场建设的背景下，亟需优化市场机制加以疏导，深化储能技术攻关应用，强化电力需求侧管理，充分利用不同时间尺度上的资源价值，因地制宜开展实践探究，促进产业良序发展。具体如下：

一是完善市场机制设计，落实保供稳价工作。我国东西部能源禀赋存在差异，自煤电价格联动机制取消后，持续高位运行的电煤成本无从有效疏导，且随着下游用能需求持续旺盛，上游市场竞争加剧，一定程度上催生了部分地区短期停限电问题。需要进一步打破地域资源壁垒，逐步健全跨省区的现货交易模式，完善网、省两级调度的职能分工，从更细颗粒时间尺度和更大范围空间尺度上促进电力资源优化配置，开展分时空的电能量、辅助服务、发电权转让等交易，实现电力余缺互济。同时，持续保障发电供热用煤需要，稳定上游煤炭市场价格，并在煤电企业大幅亏损地区研究出台煤炭市场与电力市场联动的交易价格机制，补偿发电合理成本，多措并举纾解燃“煤”之急。

二是深化储能技术应用，推动多能互补发展。在目前峰谷价差拉大的条件下，有利于推进储能、电转气等技术攻关，充分依托储能灵活稳定的性能优势，支撑电源侧绿电消纳、平抑间歇波动出力，保障电网侧调度运行和应急需求，助力用户侧改善用能质量、提升能效水平，推动“源-网-荷-储”耦合互补，为构建以新能源为主体的新型电力系统保驾护航。同时，要积极发展氢能等替代燃料储备利用，构建综合能源相互转化的产销模式，发挥多种能源之间的互补价值，如低谷或弃风时段消纳余电制氢，以备高峰或紧缺时段返送利用，通过热电联供的生产方式满足用户多元化用能需求，并对电、气市场形成双重移峰填谷，促进综合能源融合发展。

三是实施电力需求响应，降低配售电收益风险。全国5批增量配电业务改革试点已基本实现地市全覆盖，但多数配售电公司经营状况不佳，网内配电收入长期受电压等级间价差限制，网外未来现货市场价格变动对营收又增添不确定性，易面临“内忧外患”的双重压力，亟需从需求侧切入，引导和激励用户参与需求响应。一方面，要基于配网净负荷曲线和企业季节生产特性，制订个性化的分时零售电套餐，引导网内用电负荷与电源出力趋于协同运行，就地实现电力产销平衡，降低上一级大电网远距离输电成本，扩大购售电价差收入；另一方面，可建立适用于工业用户的削峰投标响应机制，并加入信用考核环节，综合考虑用户历史履约情况和实时响应电量支付其削峰补偿费用，规避外部电力现货市场特定时段价格风险。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年01期，作者郄双源、张建民供职于国网浙江综合能源服务有限公司，杨迪、王馨艺供职于中电联电力评价咨询院，张超供职于国网能源研究院有限公司