当前形势下促进安全保供的电价政策建议

尤培培

近年来，我国风电、光伏装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。截至2023年4月底，我国风电、光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，风光发电量占比接近15%。由于新能源存在波动性、随机性和间歇性，同时取暖制冷负荷占比不断提高，尖峰用电需求快速增长，负荷峰谷差不断加大，我国电力保供形势十分严峻，亟须针对高比例新能源发展，统筹优化电价政策，充分发挥价格信号引导作用，保障电力系统安全稳定运行。

高比例新能源发展对电力系统安全保供的影响

新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差异性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，需要依靠远距离输送，才能在空间上进行有效匹配，而目前这种匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，导致输电效率难达预期；二是跨省区输电价格机制单一，导致沙戈荒等大型风光基地能源外送落地价格不经济，交易难以达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰度夏期间有效发电能力不足，电力供需紧张已经向送端省份延伸，导致受端省用电难以和送端外送电有效匹配。

新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特性与现行政策机制尚未匹配，易引发潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特性，随着新能源未来逐步成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和长期容量充裕的服务，进而造成系统性成本升高，而目前我国电力市场化改革尚处于起步期，辅助服务机制不完善，补偿费用偏低、品类不健全、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺失，在整个政策机制设计中尚未有效解决高比例新能源发展下电力系统短期保供平衡和中长期容量充裕问题。

价格政策和市场机制方面有关建议

在用户侧加快完善分时电价政策，有效发挥价格信号引导作用。一是全面扩大分时电价执行范围，推动包含居民用户在内的全部用户类别执行分时电价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化完善居民阶梯分时电价执行方式，推动阶梯电价全面按“月”执行，并在居民阶梯电价基础上，执行居民季节性分时电价，最大限度反映迎峰度夏、度冬节电需要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，区分季节，优化峰谷电价时段划分，提升分时电价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷电价政策，对冬夏“两峰”设置尖峰电价，提高尖峰电价执行日期和时段划分调整频次。五是进一步拉大高耗能企业峰谷价差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷电价在现有基础上结合各地峰谷差调节需要进一步拉大，严格落实中长期交易电价上浮不受20%限制。六是畅通分时价格信号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制定体现分时信号的零售套餐。七是建立居民充电桩充电分时价格机制，结合充电便利性、系统调节需求等制定居民充电桩峰谷时段，科学设置居民充电峰谷价差，合理引导居民充电行为。（转自：北极星电力网，有删减）