中國儲能網(wǎng)訊：9月1日起，遼寧的工商業(yè)用戶在11:30—12:30時段開始執(zhí)行低谷電價，低谷時段用電價格在平時時段電價基礎上下浮50%。目前，工商業(yè)用戶在午間實施低谷電價的地區(qū)還有山東、浙江、蒙西、河北南網(wǎng)、山西、新疆等。江蘇此前也出臺了在重大節(jié)日的11:00—15:00試行工業(yè)用電深谷電價政策。
多位從業(yè)者認為，在午間實施低谷電價能夠吸引具有調(diào)節(jié)能力的用戶“削峰填谷”，促進新能源的消納，同時減輕系統(tǒng)高峰時段的壓力。
“削峰填谷”效果初現(xiàn)
從實施日間谷段電價的地區(qū)來看，山東設置的深谷電價較平段下浮90%（不含輸配電價，政府性基金及附加等，詳見表1）。2023年9月，山東電網(wǎng)代理購電價格中220千伏及以上實行兩部制的工業(yè)用戶度電價格低至0.2元/千瓦時。以大工業(yè)35千伏單一制用戶電價水平為例，從2023年9月電網(wǎng)代理購電價格情況來看，山東深谷時段電價較平時段下降60.9%（詳見表2），下降幅度最高。
分時電價引導用戶改變用電行為的效果正在逐步顯現(xiàn)。
寧夏于2023年初將鐵合金、碳化硅、煤炭開采、水泥制造四個行業(yè)執(zhí)行的峰谷平時段劃分范圍擴大到全部工商業(yè)用電（含電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶）和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電。執(zhí)行分時段電價后，當?shù)仉娏臉I(yè)人士透露，寧夏用電負荷最大值出現(xiàn)的時間由此前的晚峰時段變?yōu)榘滋?1點左右。
山東2023年試行零售套餐分時價格機制加上容量補償機制以來，實現(xiàn)了引導用戶削峰填谷的目的，截至5月上旬，山東中午谷段統(tǒng)調(diào)平均負荷約增加了350萬千瓦，原來的晚高峰時段則下降了約200萬千瓦，其余下降部分被各時段分攤。
受訪的業(yè)內(nèi)人士介紹，有可調(diào)節(jié)負荷且電能量成本占比較高的用戶能夠比較積極地響應“削峰填谷”。
有電價研究者指出，并非所有地區(qū)都適合在中午設置低谷電價。峰谷電價時段的設置需與電力負荷情況匹配，山東等地中午光伏大發(fā)，系統(tǒng)凈負荷很低，需要通過設置低谷電價，提升用電負荷。
分布式光伏讓利
光伏的發(fā)電出力一般在午間達到高峰，呈現(xiàn)“倒U型”曲線。中午實施低谷電價，意味著用戶可以獲得較低的電價。有山東分布式光伏企業(yè)表示，按政策實施后的價格來測算，工商業(yè)“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的光伏項目收益率大概將下降30%。因午間低谷電價較低，甚至低于用戶與分布式光伏企業(yè)簽署的電價，已有屋頂持有方要求重新商定價格。
7月12日，天津創(chuàng)業(yè)環(huán)保集團股份有限公司發(fā)布公告，將終止外埠分布式光伏發(fā)電項目的投資。該公告指出，因山東地區(qū)于2022年11月調(diào)整電價政策，調(diào)整后的工商業(yè)分時電價和分時段區(qū)間發(fā)生重大變化，處于光伏系統(tǒng)工作的白天時段適用電價下調(diào)明顯，按照原設計方案及調(diào)整后的工藝方案測算的項目資本金內(nèi)部收益率均無法滿足公司投資收益要求。
受訪的多位光伏從業(yè)人士表示，在午間實施低谷電價將影響分布式光伏企業(yè)投資的積極性。但隨著綠證核發(fā)范圍的擴大，分布式光伏的收入途徑進一步增加。8月3日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，將綠證的核發(fā)范圍覆蓋至全部可再生能源發(fā)電項目，包括分布式光伏、分散式風電等。此前，能夠申領綠證的可再生能源項目主要為集中式陸上風電和光伏發(fā)電。
中國綠色電力證書認購交易平臺的數(shù)據(jù)顯示，2023年1—8月，無補貼光伏綠證平均銷售價格約為39元/張，交易價格集中在30—50元/張。按照1張綠證對應1000千瓦時可再生能源電量來計算，綠證可給無補貼光伏項目帶來0.03—0.05元/千瓦時的綠色電力收益。
浙江潮流能源科技有限公司相關負責人介紹，2021年底浙江就開始允許分布式光伏參與綠電交易，但因為只有交易中心核發(fā)的綠電消費憑證，沒有綠色電力證書，交易價格要比集中式光伏略低，預計分布式光伏核發(fā)綠證后，價格能向集中式光伏看齊。
儲能受影響
在峰谷電價的作用下，用戶的用電行為發(fā)生了改變，進而也影響了現(xiàn)貨市場的電價。
有山東的能源企業(yè)人士分析，峰谷分時零售套餐實施后，用戶自發(fā)響應，把用電負荷移到午間低谷時段，移動之后負荷差值變小，現(xiàn)貨市場上峰谷價差有縮小的趨勢，即午間低谷時段價格變高、晚高峰時段價格變低。
上述人士提供的數(shù)據(jù)顯示，山東電力現(xiàn)貨市場2023年上半年平均電價為0.3638元/千瓦時，同比降低0.2%。其中中午谷段（10: 00—15: 00）平均電價同比提升17%以上，晚間峰段（17: 00—22: 00）平均電價同比下降10%。在山東現(xiàn)貨價差縮小的影響下，獨立儲能上半年的發(fā)電時間比2022年同期減少了53天。
有山東光伏從業(yè)者認為，目前用戶側(cè)儲能在浙江、廣東等地可以通過峰谷價差獲得較好的收益。隨著新能源裝機占比的提升，白天高峰時段用電壓力將顯著降低，未來儲能充放電次數(shù)或由現(xiàn)在一天最多的兩充兩放變成一充一放。
前述山東分布式光伏企業(yè)人士認為，分布式光伏或許可以考慮配建儲能來尋求新的出路，但這意味著需要增加一部分投資，當前儲能的充放電次數(shù)具有不確性，回收投資收益的周期會有所延長。
附表
表1：各地實施午間低谷電價政策情況
注：根據(jù)各地政府、國家電網(wǎng)有限公司公開的文件和信息整理
表2：實施日間谷段電價地區(qū)2023年9月電網(wǎng)代理購電低谷時段電度電價
注：此表的統(tǒng)計范圍為大工業(yè)35千伏單一制用戶電價水平，遼寧為110（66）千伏單一制用戶電價水平。
來源：國家電網(wǎng)有限公司、內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司
