理順電價形成機(jī)制
我國長期實行計劃與市場并行的“雙軌制”電價體系,電網(wǎng)企業(yè)對市場交易電量執(zhí)行核定輸配電價的盈利模式,而對市場外電量仍保持購售價差的盈利模式,盡管用戶側(cè)目錄電價計及峰谷倍率浮動,但在電價構(gòu)成要素中,發(fā)電上網(wǎng)電價、輸配電價、政府性基金及附加未能體現(xiàn)與用戶側(cè)銜接一致的分時因素,用戶峰、平、谷時段目錄電價扣減發(fā)電上網(wǎng)電價和政府性基金及附加后,進(jìn)而在市場外電量收入中形成了高峰用電對低谷用電的“分時交叉補(bǔ)貼”,如下表某電壓等級一般工商業(yè)用戶電價算例所示。
對此,負(fù)荷率較高或用電集中在低谷時段的電力用戶(以下簡稱“谷電用戶”)通常會形成選擇繼續(xù)執(zhí)行目錄電價的動機(jī),避免在電力現(xiàn)貨市場承擔(dān)價格風(fēng)險;而用電主要集中于高峰時段的電力用戶(以下簡稱“峰電用戶”),大多有意愿參與現(xiàn)貨市場購買平價市場電量,以降低總體用電成本。進(jìn)而造成原本由峰電用戶補(bǔ)給谷電用戶的購售價差收入,在市場化電量逐年擴(kuò)增的情況下出現(xiàn)缺口,導(dǎo)致由電網(wǎng)企業(yè)墊付谷電用戶享受的分時交叉補(bǔ)貼。
我國發(fā)電側(cè)基數(shù)電量長期執(zhí)行政府定價,中長期合約電量可在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成交易價格,合約外偏差電量執(zhí)行分時波動的平段現(xiàn)貨市場價格。但因傳統(tǒng)煤電企業(yè)涉及變動燃料成本,又承擔(dān)保障新能源消納和供暖任務(wù),若再計及峰谷倍率恐難以調(diào)動部分時段的發(fā)電積極性,易引發(fā)新能源企業(yè)套利行為,不符合通過市場發(fā)現(xiàn)價格的預(yù)期目標(biāo),且不便于化解分時交叉補(bǔ)貼虧空問題。
而在輸配環(huán)節(jié),現(xiàn)行平段輸配電價暫不能適應(yīng)計劃向市場體系轉(zhuǎn)變下的矛盾,隨著市場持續(xù)向經(jīng)營性用戶放開,易出現(xiàn)更大規(guī)模的資金虧空風(fēng)險。因此,在國家層面強(qiáng)化分時電價機(jī)制執(zhí)行和推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的背景下,亟需從輸配環(huán)節(jié)入手,探索與計劃體系下購售價差模式相銜接的分時輸配電價機(jī)制,同時做好配套的價格聯(lián)動調(diào)整機(jī)制,并逐漸削減用戶間“隱形”交叉補(bǔ)貼規(guī)模,多措并舉保障計劃電價向市場電價體系的平穩(wěn)過渡,進(jìn)一步理順電力價格形成機(jī)制。具體如下:
一是優(yōu)化電價構(gòu)成要素,探索分時輸配電價。在“準(zhǔn)許成本加合理收益”基礎(chǔ)上,結(jié)合電壓等級間電量傳遞關(guān)系、工商業(yè)用戶承擔(dān)的交叉補(bǔ)貼費用、負(fù)荷率—同時率等因素,初步形成省級電網(wǎng)平段輸配電價;同時,參考現(xiàn)貨市場統(tǒng)一結(jié)算點價格曲線等能反映分時段電力供需情況的典型依據(jù),科學(xué)劃分峰平谷時段;最后,以盡可能縮減分時交叉補(bǔ)貼虧空資金為目標(biāo),充分考慮電價構(gòu)成要素與目錄電價匹配、各電壓等級代表性用戶需求價格彈性等約束條件,優(yōu)化形成省級電網(wǎng)分時輸配電價。
二是分類設(shè)立平衡賬戶,建立聯(lián)動調(diào)整機(jī)制。鑒于我國將長期保持“計劃+市場”的雙軌制電價體系,有必要分類設(shè)立輸配電收入平衡賬戶,按不同模式計收電費并及時調(diào)整電價標(biāo)準(zhǔn)。對于市場電量收入,按分時輸配電價標(biāo)準(zhǔn)完成計收,當(dāng)交叉補(bǔ)貼資金缺口或結(jié)余時,計入下一監(jiān)管周期輸配電價統(tǒng)一調(diào)整;而對于繼續(xù)執(zhí)行購售價差的計劃電量部分,除交叉補(bǔ)貼問題外,隨著氣電、核電等高價機(jī)組增加,上游發(fā)電側(cè)平均上網(wǎng)電價浮動較大,購售價差易面臨大幅壓縮,需要進(jìn)一步聯(lián)動調(diào)整用戶側(cè)目錄電價。
三是削減交叉補(bǔ)貼規(guī)模,還原電價真實水平。我國居民生活用電價格與供電成本存在一定倒掛,若在現(xiàn)行階梯電價基礎(chǔ)上疊加可選擇執(zhí)行的分時信號,將繼續(xù)加劇工商業(yè)承擔(dān)的補(bǔ)貼規(guī)模,不利于紓解不同用戶類別間的交叉補(bǔ)貼矛盾。可考慮逐漸取消對居民生活用電全面覆蓋的第一檔“隱形”電價補(bǔ)貼,轉(zhuǎn)化為由低保、困難群體定期申領(lǐng)的普遍性服務(wù)基金,促使補(bǔ)貼資金定向、定量精準(zhǔn)到位,有助于還原電價真實成本水平、進(jìn)一步減輕工商業(yè)用戶額外用電負(fù)擔(dān)。
促進(jìn)產(chǎn)業(yè)良序發(fā)展
我國能源與負(fù)荷資源大致呈逆向分布,隨著高比例新能源接入電網(wǎng),為系統(tǒng)內(nèi)諸多產(chǎn)業(yè)帶來發(fā)展機(jī)遇的同時,電力供需的種種矛盾也浮出水面,包括煤電企業(yè)轉(zhuǎn)型迎來陣痛期、儲能項目實操效益不佳、增量配電業(yè)務(wù)改革試點生存堪憂等。在國家層面強(qiáng)化分時電價機(jī)制執(zhí)行和推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的背景下,亟需優(yōu)化市場機(jī)制加以疏導(dǎo),深化儲能技術(shù)攻關(guān)應(yīng)用,強(qiáng)化電力需求側(cè)管理,充分利用不同時間尺度上的資源價值,因地制宜開展實踐探究,促進(jìn)產(chǎn)業(yè)良序發(fā)展。具體如下:
一是完善市場機(jī)制設(shè)計,落實保供穩(wěn)價工作。我國東西部能源稟賦存在差異,自煤電價格聯(lián)動機(jī)制取消后,持續(xù)高位運(yùn)行的電煤成本無從有效疏導(dǎo),且隨著下游用能需求持續(xù)旺盛,上游市場競爭加劇,一定程度上催生了部分地區(qū)短期停限電問題。需要進(jìn)一步打破地域資源壁壘,逐步健全跨省區(qū)的現(xiàn)貨交易模式,完善網(wǎng)、省兩級調(diào)度的職能分工,從更細(xì)顆粒時間尺度和更大范圍空間尺度上促進(jìn)電力資源優(yōu)化配置,開展分時空的電能量、輔助服務(wù)、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓等交易,實現(xiàn)電力余缺互濟(jì)。同時,持續(xù)保障發(fā)電供熱用煤需要,穩(wěn)定上游煤炭市場價格,并在煤電企業(yè)大幅虧損地區(qū)研究出臺煤炭市場與電力市場聯(lián)動的交易價格機(jī)制,補(bǔ)償發(fā)電合理成本,多措并舉紓解燃“煤”之急。
二是深化儲能技術(shù)應(yīng)用,推動多能互補(bǔ)發(fā)展。在目前峰谷價差拉大的條件下,有利于推進(jìn)儲能、電轉(zhuǎn)氣等技術(shù)攻關(guān),充分依托儲能靈活穩(wěn)定的性能優(yōu)勢,支撐電源側(cè)綠電消納、平抑間歇波動出力,保障電網(wǎng)側(cè)調(diào)度運(yùn)行和應(yīng)急需求,助力用戶側(cè)改善用能質(zhì)量、提升能效水平,推動“源-網(wǎng)-荷-儲”耦合互補(bǔ),為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)保駕護(hù)航。同時,要積極發(fā)展氫能等替代燃料儲備利用,構(gòu)建綜合能源相互轉(zhuǎn)化的產(chǎn)銷模式,發(fā)揮多種能源之間的互補(bǔ)價值,如低谷或棄風(fēng)時段消納余電制氫,以備高峰或緊缺時段返送利用,通過熱電聯(lián)供的生產(chǎn)方式滿足用戶多元化用能需求,并對電、氣市場形成雙重移峰填谷,促進(jìn)綜合能源融合發(fā)展。
三是實施電力需求響應(yīng),降低配售電收益風(fēng)險。全國5批增量配電業(yè)務(wù)改革試點已基本實現(xiàn)地市全覆蓋,但多數(shù)配售電公司經(jīng)營狀況不佳,網(wǎng)內(nèi)配電收入長期受電壓等級間價差限制,網(wǎng)外未來現(xiàn)貨市場價格變動對營收又增添不確定性,易面臨“內(nèi)憂外患”的雙重壓力,亟需從需求側(cè)切入,引導(dǎo)和激勵用戶參與需求響應(yīng)。一方面,要基于配網(wǎng)凈負(fù)荷曲線和企業(yè)季節(jié)生產(chǎn)特性,制訂個性化的分時零售電套餐,引導(dǎo)網(wǎng)內(nèi)用電負(fù)荷與電源出力趨于協(xié)同運(yùn)行,就地實現(xiàn)電力產(chǎn)銷平衡,降低上一級大電網(wǎng)遠(yuǎn)距離輸電成本,擴(kuò)大購售電價差收入;另一方面,可建立適用于工業(yè)用戶的削峰投標(biāo)響應(yīng)機(jī)制,并加入信用考核環(huán)節(jié),綜合考慮用戶歷史履約情況和實時響應(yīng)電量支付其削峰補(bǔ)償費用,規(guī)避外部電力現(xiàn)貨市場特定時段價格風(fēng)險。
原標(biāo)題:源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)展下的分時電價實施策略