新能源發電滲透率的提升，有助于中國電力生產結構的低碳轉型。但是新能源的間歇性和波動性，也使得用電負荷與電力供應的“峰谷差”持續擴大。設置峰谷電價是實現“削峰填谷”、平滑用電需求的重要手段。2022年11月29日，《山東省發展和改革委員會關于工商業分時電價政策有關事項的通知》發布。該文件要求進一步完善工商業分時電價政策，自2023年1月1日起，工商業分時電價在高峰時段上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮90%。山東省2023年零售側峰谷電價機制的實踐表明，峰谷電價需要設置動態調整機制，才能保證電價“峰谷”和用電需求“峰谷”趨向一致，并最大限度地保證參與電力市場各方的利益。

引導用電企業“削峰填谷”

山東是我國的新能源發電大省，且新能源發電裝機容量占比逐年遞增，截至3月底，山東的光伏發電裝機容量占比達25%，風電裝機容量占比達13%，新能源發電裝機容量占比已經接近40%，裝機容量占比在各省份中處于較高水平。因此，山東電力市場面臨的挑戰，或將成為未來全國電力市場所面臨的普遍問題。

新能源發電量的提升可以應對不斷提升的電力需求，緩解火電燃燒化石燃料造成的碳排放增加問題。但是，新能源發電波動性大、隨機性強，很難保證出力曲線的穩定。這在開展電力現貨市場的山東最直接的表現就是形成了比較明顯的“鴨子曲線”，即白天光伏發電出力好，電力供給大于電力需求，電力現貨價格較低；而晚上光伏不出力，用電需求高于供給，電力現貨價格較高。

為了應對上述電力供需不平衡的情況，國網山東省電力公司和山東電力交易中心采取了一個重要措施，即從需求側入手，以拉大峰谷價差的方式引導用電企業“削峰填谷”。2022年年末，上述兩家單位根據系統需求，完成2023年不同季節容量補償分時峰谷系數K1、K2取值及執行時段測算，并引入深谷和尖峰系數及執行時段。同時，參考山東2022年現貨電能量市場分時電價信號，結合容量補償電價收取方式，設計了山東2023年零售合同（套餐）分時時段、時長及價格約束。具體約束條件如下：一是零售合同（套餐）與容量補償電價執行相同的季節劃分標準，全年分為冬季（12月至次年1月）、春季（2~5月）、夏季（6~8月）和秋季（9~11月），時段屬性包括峰段、谷段和平段；二是零售合同（套餐）的峰段至少包含容量補償電價的尖峰時段，谷段至少包含容量補償電價的深谷時段；三是零售合同（套餐）的谷段可在容量補償電價的平段和谷段中選取，峰段可在容量補償電價的平段和峰段中選取；四是零售合同（套餐）谷段總時長不少于峰段總時長，平段總時長不少于12小時；五是高峰時段均價在平段均價基礎上上浮不低于50%，低谷時段均價在平段均價基礎上下浮不低于50%。

助新能源消納，促供需匹配

根據以上約束條件，以380元/兆瓦時的平段價格均價為基準價，可以設計出較合理的電能量價格套餐。可以看出，谷段與峰段的電能量價差近0.4元/千瓦時，疊加容量補償電價0.1元/千瓦時的價差，企業在尖峰段和深谷段的用電成本相差約0.5元/千瓦時。

今年以來，上述峰谷時段的設置及價格系數的調整，確實非常有效地引導了用電企業“削峰填谷”。具體表現是，春季中午5個低價小時段，吸引很多用電企業提高白天用電比例，降低晚高峰用電需求。這在很大程度上提升了用電企業對于光伏發電的消納，對于山東持續提升光伏發電裝機容量是一件好事。

從用戶側角度考慮，可以靈活調整用電時間段的用電企業，其用電成本可以大幅降低。2023年5月某兩家不同用電曲線的用電企業，其電能量成本分別為262元/兆瓦時和475元/兆瓦時。假設兩家企業月度用電量都是1000兆瓦時，則其電能量費用相差213000元，再疊加不同的容量補償電價，其用電成本相差更多（見表2）。對于利潤率普遍較低的小型制造企業，靈活調整用電時間段既可以降低生產成本，也可以幫助電網消納更多的新能源（電力現貨價格低的時段一般對應新能源大發的時間段），降低供需不匹配對電網的沖擊。

銷售電價與現貨市場偏離

夏季（6~8月）容量補償電價的低谷時間段設置在凌晨2點到早8點之間，相應的國網山東電力以及不少售電企業也將其夏季用電的低谷時段設定在凌晨時段。之所以將谷段設置在凌晨，筆者認為有兩個原因：一是在2022年電力現貨市場中，電力現貨價格及供需關系表現為凌晨時段電力需求較低，電力現貨價格也偏低；二是2023年以來，有些企業需要補充疫情前停工的產能，用電需求提升，再疊加夏季高溫，用戶側白天用電提升比例較高。但目前看來，（山東）凌晨低電價這種情況在6月中上旬并沒有出現，白天依然是電力現貨出現低價的時段。

筆者統計了2023年6月1日至22日的24小時電力現貨均價，以及以374.8元/兆瓦時（售電企業批發側中長期電量的價格）為平價均值并按照電網劃分的峰谷平段設置的零售價格套餐。在凌晨時段（0~8時）零售側價格與實際現貨價格存在非常嚴重的偏離現象，即部分售電企業和國網山東電力賣給用電企業的電價極低，但電力現貨市場中這個時間段的電力價格非常高。這說明，對于部分售電企業來說，在代理凌晨用電偏多的用電企業時，由于批發側與零售側存在較大的價格偏離差距，存在比較大的虧損風險。

從6月的市場情況來看，盡管尚未出現售電公司大規模虧損的情況，但中午現貨價格維持較低水平，說明該時段電力供應仍然充足，未出現預期的供應緊張情況，與當初的設計初衷出現偏差，火電機組出力不足，系統經濟性下降。

原因在于，由于新能源發電裝機容量的迅速發展，政策性制定者無法預估未來的電力供需情況與歷史的供需情況是否一致，同時電力供需關系的變化存在更多的不確定性。

建議未來進一步優化峰谷電價機制，科學動態設置相關時段和價差，促進電力市場持續健康發展。

需動態調整峰谷時段并拉大價差

通過動態調整峰谷時段并且拉大峰谷價差，可以讓實際現貨峰谷時段與定義的峰谷時段貼合，有效引導用電企業“削峰填谷”。這既可以幫助靈活性用電企業降低生產成本，也可以消納更多的新能源發電量，從而實現多贏。

當實際現貨峰谷時段與定義的峰谷時段出現偏差甚至偏離時，不僅會引導用電企業“削谷填峰”，而且會損害市場整體的利益，不利于電力市場的改革發展。

未來，電力供需關系的變化存在更多的不確定性。因此，政策層制定電力價格時，需要結合實際情況增加動態調整機制，促進電力市場的可持續健康發展。具體可以從以下兩個方向著手：一是選擇更小的時間顆粒劃分峰平谷時段，可以從季度精細化到月甚至旬。二是動態調整要成為常態，可以結合每月新進入電力市場的新能源增量裝機情況以及經濟指標參數，來逐月動態修正零售側峰平谷時段劃分及相關參數。（尹海濤孫興）