中國儲能網(wǎng)訊：
國網(wǎng)山東省電力公司關(guān)于2023年工商業(yè)分時電價公告
依據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》（發(fā)改價格 [ 2021〕 1093號）、《山東省發(fā)展和改革委員會關(guān)于進(jìn)一步完善工商業(yè)分時電價政策的通知》（魯發(fā)改價格 【2021〕986號）、《山東省發(fā)展和改革委員會關(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》（魯發(fā)改價格[2022〕 997號）等相關(guān)工作要求，現(xiàn)將2023年工商業(yè)分時電價公告如下：
一、分時電價執(zhí)行范圍及時間
1.執(zhí)行范圍
除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電外，容量補(bǔ)償電價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶代理購電價格執(zhí)行分時電價政策。輸配電價（含線損、政策性交叉補(bǔ)貼）、政府性基金及附加、代理購電損益分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)、 保障性電量新增損益分?jǐn)倶?biāo)淮、執(zhí)行1.5倍代理購電價格用戶的0.5倍加價部分等其他標(biāo)準(zhǔn)不執(zhí)行分時電價政策。
2.執(zhí)行時間
分時電價從2023年1月1日起開始執(zhí)行，其中：不滿1千伏代理購電用戶計量裝置具備動態(tài)調(diào)整條件前，其容量補(bǔ)償電價、代理購電價格峰谷時段暫保持穩(wěn)定，繼續(xù)按照《山東省發(fā)展和改革委員會關(guān)手進(jìn)一步完善工商業(yè)分時電價政策的通知》(魯發(fā)改價格[20211 986號)規(guī)定執(zhí)行，暫不執(zhí)行尖峰、深谷電價政策。計量裝置具備條件后，再執(zhí)行與1千伏及以上用戶相同的時段劃分，以及尖峰電價、深谷電價和動態(tài)調(diào)整機(jī)制。
二、分時電價浮動比例
根據(jù)分時電價浮動比例，分時電價峰谷系數(shù)取值分別為：峰系數(shù)1.7、尖峰系數(shù)2.0、谷系數(shù)0.3、深谷系數(shù)0.1、平時段系數(shù)為1.
02
分時電價與典型負(fù)荷曲線的關(guān)系
電價信號總體上應(yīng)該反應(yīng)發(fā)電資源的充足性，當(dāng)發(fā)電容量緊張時電價上漲，當(dāng)發(fā)電容量過剩時，電價降低。對于電網(wǎng)企業(yè)，還存在一個特殊的情況，即：電網(wǎng)擁塞，也就是即使發(fā)電資源能夠滿足用電負(fù)荷的需求，但如果電網(wǎng)不能夠有效地傳輸電量，也會導(dǎo)致資源緊缺。當(dāng)“新能源超過一定比例”時，這種情況將會表現(xiàn)得更為突出。因?yàn)樾履茉纯赡苓h(yuǎn)離負(fù)荷中心，如海上風(fēng)電、山地荒漠地區(qū)的光伏資源，把這些能源輸送到最終負(fù)荷，需要更強(qiáng)大的電網(wǎng)。
山東省 2022 年夏季負(fù)荷已經(jīng)進(jìn)入了 100 GW 俱樂部，夏季最炎熱的幾天，其尖峰負(fù)荷與上海、江蘇、浙江等地一樣都遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了其他季節(jié)的負(fù)荷上限。
也就是說，資源充足性和電網(wǎng)的承載能力能夠滿足這個極限數(shù)字的要求；當(dāng)然，也應(yīng)該能夠滿足其他季節(jié)的全部需求。因此，季節(jié)性的分時電價信號更多的是用來引導(dǎo)用電需求合理分布，提高清潔能源利用效率。
對發(fā)電企業(yè)來說，資源的過剩將導(dǎo)致不同能源之間的競爭更白熱化。
那么，對于電網(wǎng)和發(fā)電的投資是繼續(xù)“快速擴(kuò)張”，還是更多地“投資于電網(wǎng)靈活性”、“解決極端負(fù)荷——尖峰與常規(guī)需求之間，季節(jié)性差異等斷崖式的容量差引起的問題”、“盡可能消納清潔可再生能源”，這些值得做深入的研究。
下面我們將對比夏冬兩個季節(jié)的典型負(fù)荷曲線與相應(yīng)的電價信號，嘗試解析制定這種分時電價政策的含義。
與 2022 年分時電價政策相比，2023 年的分時電價與上一年的差異表現(xiàn)在，
1）取消了上午時段的“高峰”電價
2）拉大了“尖峰”、“高峰”、“低谷”之間的電價系數(shù)差
3）2022 年的電價信號更貼近于負(fù)荷曲線“擬合”，是簡單的博弈與對抗；2023 年的電價信號展示了多方面的因素和政策導(dǎo)向，長“平”價可以保護(hù)傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)的盈利能力；冬季“深谷”，可以引導(dǎo)將化石燃料熱電聯(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)向保障供熱服務(wù)，緩解電煤緊張
4）持續(xù)負(fù)荷的平均電價基本維持不變（基于“平價”漲幅都是2%～4%）
2023 年新的分時電價特點(diǎn)及簡要分析：
1）夏季突出了18:00～21:00的“尖峰”時段，其他時段以平為主（如圖2）。這說明了除“尖峰”階段外，發(fā)電資源具有充足性，甚至暗示一種“發(fā)電資源的過?！?。
2）冬季上午“深谷”階段（如圖4）令人印象深刻。這個時間恰好是光伏出力最大的時間。
結(jié)合下圖5，6，根據(jù)山東省典型的日出日落時間（北緯37°），對于光伏出力的高峰期，電價信號都給出了明確的指示（如圖2，4），可見光伏發(fā)電的比例對于山東電網(wǎng)的影響已經(jīng)達(dá)到了較高的水平。
根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，2022 年 7 月，山東省光伏總裝機(jī)已經(jīng)達(dá)到 37 GW. 到 2023 年底，山東電網(wǎng)新能源裝機(jī)將達(dá)到 85 GW，新能源裝機(jī)占比46%. 由十四五規(guī)劃，到 2025 年山東電網(wǎng)光伏裝機(jī)將達(dá)到 65 GW，預(yù)計到那時，山東四季日光時間的電價將處于更深的“深谷”狀態(tài)。
基于上述事實(shí)，對于未來電價和電網(wǎng)資源平衡的預(yù)測，將有以下判斷：
1）總體平衡，電價會有小幅度上漲。對于一個24小時的持續(xù)負(fù)荷（類似基荷 Base Load）實(shí)行分時電價和不實(shí)行有一定的差別，相當(dāng)于夏季電價上漲了4.9%，冬季上漲了2.1%.
2）對于“儲能電價套利”將越來越難
3）光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價將進(jìn)一步下降
對電力公司和終端用戶會有哪些影響呢？
電力公司當(dāng)然是多賣電、效益更好，分布式光伏對電力公司的收益會產(chǎn)生一定的影響。按照舊的分時電價政策，白天的高峰階段高電價將加速客戶建設(shè)和使用自產(chǎn)分布式光伏，減少電網(wǎng)用電量。新的分時電價政策，從客觀上將遏制這種趨勢。
對于終端用戶，分時電價是針對工商業(yè)用戶的電價政策，并不影響居民用電。工商業(yè)在尖峰階段的電量，因?yàn)闀r段的原因，實(shí)際并不會太高，雖然沒有經(jīng)過精算，但消除了上午的“高峰”，可能總體上工商業(yè)電價會有小幅度的下降，這是利好。
山東省這次電價調(diào)整，有智慧！為發(fā)改委點(diǎn)贊。?
注：本文負(fù)荷數(shù)據(jù)來源于國家能源局2019 年全國各個省級電力公司的“日典型負(fù)荷曲線”和“年度典型負(fù)荷曲線”（重繪）。本文的分析基于一種假設(shè)——即 2022 年的負(fù)荷數(shù)據(jù)雖然高于2019年的同期數(shù)據(jù)，但曲線的基本形態(tài)（峰谷時刻及波動）變化不大。
