专家解读环节

政策背景

发改委在2020年底、2021年春节前后就开始酝酿，汇总了各省和各个机构的数据和建议。这次文件为了建设以新能源为主的新型电力系统过程中，出台的第一个电价方面的政策。分时电价的政策先出，是因为分时电价机制最简单、对各方都有利好、而且体现市场化的思想。电价改革方方面面涉及太多，技术含量太高，但分时电价这件事情是可以独立拿出来、很快响应运行的。

过去全国31个省都有分时电价，很多是早年在缺电的背景下出台，已经执行了15-20年。后来用电宽松之后，执行也松弛了。现存的分时电价机制，有的只针对工商业，只有江苏上海等4个省市有针对居民，有的针对的用户等级也不一样，执行时段和水平也参差不齐。

完善分时电价的原因

第一，之前的电价体系中，所有环节——传统能源、新能源、电网——都在零和博弈，但这种零和模式已经玩不下去了，需要引入新的主体。

第二，发电侧和用户侧的波动和峰谷差客观来说都在拉大。所以需要运用价格手段，利用好现有的装机，实现节能、低碳、增效。

第三，是要逐步推动电价机制的市场化改革。陆续能听到发改委在放风居民电价偏低等，也是要逐步理顺市场电价机制。但一下子彻底放开是不现实的，而分时电价是短期可推行的最简单的机制。

第四，是现货电价开始交易后，与现存的分时电价产生很大矛盾。因为有的时段现货电价交易价格是上涨的，但根据现有的分时电价规定，电价反而要下调。

本次完善分时电价的好处

主要是调节用户侧，减少零和博弈，让用户侧学会管理，并让能灵活变化的电源参与进来。

第一，把发电侧的零和博弈稍微向终端用户侧转移，不再是完全的零和博弈。而且全国各省全部执行，从居民到工商业用电全部执行。现在发改委给的是原则政策，各省还要分别制定具体方案，报发改委备案。

第二，改善新能源调度模式。过去电力市场完全是计划性的关系，现在的新能源电量参与提前调度平衡的只占10-20%，新能源高峰出力也赚不了更多钱，低谷时段跑了、让煤电来调峰，煤电也收不到太多的钱。

第三，新能源向煤电购买辅助服务，在当前也是零和博弈。后续也是让用户参与进来，掏一点钱解决问题。

第四，峰谷价差拉大，才能形成激励机制。全国峰谷差关系大约在2.5:1左右，现在要求至少是3:1，如果这个地方峰谷差率超过40%，说明当地波动更大，峰谷价差就要求超过4:1。

第五，重新明确有尖峰电价，原先很多省份是没有的。现在在峰谷差基础上，尖峰电价参照现货电价执行。此外还有深谷电价，进一步拉低和抬高。

第六，峰谷差电价是要和电力市场的现货电价对应，否则哪怕只是确认4:1的比例，在要求出力快速拉升的时段，激励也可能是不够的。这个时候就以现货电价为准了。否则像前段时间的山西，新能源顶不上来、现货电价大涨，煤电增发时候的上网电价大增，但国家不让新能源掏钱，最后变成了电网掏钱，所以后来现货市场也暂停了。

第七，让水电占比大的地区，以及风光占比大的地区，都分别设置自己的峰谷差。

对于各个市场参与方的利好

新能源+储能：高峰期如果能出力，那当然最好，就可以拿更高的电价。一旦新能源出力不了，储能可以多出力，相当于给新能源一个保险。有电量的时候，可以给更好的电价；没有电量的时候，用配套储能来解决。

储能：有利于需求侧响应。之前炒作很欢，但没有商业模式。现在峰谷价差加大。对于有智慧响应能力的分布式和储能项目，是利好，响应的利好程度和可运作的空间就大了。

煤电：也是好事。煤电从主力发电过渡到调节发电，利用小时数会下降。尖峰时刻如果能快速顶峰，那可以拿到数倍的电价。平时少发电，关键时刻顶峰，盈利足够，也满足双碳目标。

用户端：用市场化调节用电负荷，实现节能。

Q&A

终端电价的分时电价改革，如何传导到发电侧的上网电价？

这次政策更多体现在用户侧的电价，未来必然会传导到发电侧。

当前发电侧具体结算的时候，分计划电量和市场化电量。这次文件就是为了把计划电量和现货交易衔接起来。

- 居民用电对接的完全是计划电量，计划电量是真正去执行峰谷电价的。所以后续居民用电要做峰谷价差，也就意味着发电侧的计划电量也可能往峰谷电价的方向去改革。

- 现有的市场化电量里的中长期协议，已经变相具备现货特征，因为签约的时候就要求每月、每天、分时大致的电量约定，还可以做年前月前的适当调整。但这部分完全是市场电量和市场电价，与峰谷价差是两码事。

- 市场化电量如果在高峰时段满足不了需求的，就完全按现货交易，到时候现货电价就可以和尖峰电价相结合。那么假如要确定明年的峰时电价时，就可以参照今年的现货电价来考虑。

过去对于发电侧也有峰谷时段的分解，但颗粒度没那么细。后续政策会覆盖发电侧，并且对于发电侧的分时电价的拆解会更细致。这次文件里提到了净负荷曲线，也就是说要把新能源的峰谷差、煤电的峰谷差，互相叠加，形成净峰谷差的曲线，从而兼顾各类电源，不至于出现说新能源上得太快、导致煤电在应该赚峰时电价的时候也赚不到钱的情况。所以未来的各类电源的上网电价可能也会有自己的峰谷电价。

后续电价政策

未来的政策出台节奏还不好说。但基本原则是让市场来解决问题。后续有几个步骤可能会陆续推进：

第一，后续比较简单的可能就是完善居民的阶梯电价，发改委也已经开始放风了。居民电量占比13-14%，负荷波动特别大，而且现在享受了工商业电价超量的交叉补贴，相当于居民电价里有0.17元/千瓦时是工商业补贴过来的、居民少付的。如果这个问题不扭转，后续市场化电价会很困难，就根本没办法核算。

第二，后续增量配电网的电价完善也应该是需要出台的。原来的增量配电网电价用不同电压等级的差价来执行，但这样一来低电压级别的项目就得不到任何收益，所以这也应该解决。

第三，是容量电价。因为双碳目标下煤电要逐步退出，如果让2030年以后退出，那节奏还比较合理；如果现在就急着退出的话，连煤电项目自带的银行债务都解决不了。现在煤电的平均寿命还只有13年。所以容量电价出台，可以保证煤电的基本生存。

第四，应该尽快推广现货电价，现在有12个省份执行现货试点，但前6个在西部的试点除了山西还可以，其他都不太像样，基本没执行。后来发改委在东部才又做了6个现货试点。

第五，输配电价还需要进一步改进。

峰谷差率超过40%的地区多吗？

很多。江浙沪、两湖、北京，峰谷差率都在50~60%。广东要达到60~70%。西北峰谷差率很低。

分时电价对终端用户成本的影响

居民：平均电价不会涨太多，仍然是会享受交叉补贴，只是调整电价结构。后续如果推进居民阶梯电价的情况下，居民平均电价才可能会有更多的上升。

工商业用户：逼迫企业进行负荷调整和需求侧效应。成本影响较大的是商业用户；对需求比较平均的钢铁、冶金等工业用户而言，波动不会太大；也有的工业用户完全可以移到晚上用电，但工资成本可能又高了；还有的工业用户用电不能停，也不想承受分时电价波动，那可能迁移到云南等水电占比高、出力稳定的地区，会比较合适。

工商业企业还可能相应对设备进行改造。比如变频设备没必要同时启动，可以改造。

如何解决限电与出力响应问题？

这次的峰谷电价政策也是为了帮助解决限电问题。在新能源占比不断增加的情况下，后续限电形势可能更紧张。新能源发展不能急功近利，新能源暂时还承担不动太多责任。需要配合需求侧响应，并配合激励煤电继续出力到2030年。风光是靠天吃饭，高峰时刻想拉负荷也拉不动，真正拉得动的还是气电与煤电，所以对气电和煤电才是有利的。新能源以前是靠补贴的，

分布式目前还差得很远很远，储能技术没有突破，靠小规模的锂电池解决不了。还不是解决限电问题的大规模措施。

抽水蓄能有地理限制，不是想上就能上，但单体体量大，而电化学储能还只是兆瓦级的。2020年全国储能中98%的装机容量仍然是抽水蓄能。

将来能长期替代煤电的还是氢能，一旦突破可以解决大量的问题，因为可以新增加一个能源的种类，与现在的煤电差不多，可控，可运输，规模也大，甚至在现在的火电厂址可以就地建设。因为电网的核心支撑点都在煤电厂，未来就地切换是最顺畅的。煤电厂的部分发电机等设备也可以沿用。

分时电价政策对水电的影响？

大水电享受不到分时电价。水电还分大水电和一般水电，大水电比如三峡、溪洛渡等，电价都是在中长期协议中提前确定好的，而且也要把发电曲线一起提前确定，细化到每一天的发电量。这种模式不是分时电价，是水电企业的义务。

火电成本偏高如何解决？

煤价高，只能先压煤价，在煤电电价里完全疏导很难。好在大型发电公司普遍有新能源装机，还能赚点钱。纯煤电就确实很惨。