肖利坤

（國家電投集團廣東電力有限公司廣州分公司，廣東 廣州 511458）

1 山東省分時電價分析

1.1 山東省分時電價政策出臺背景和目的

隨著山東省新能源，尤其是分布式光伏的大量并網(wǎng)，山東省電力負荷曲線在午間呈現(xiàn)明顯的深谷，原有的峰谷時段劃分無法匹配當前電力供需變化，尤其是現(xiàn)貨市場運行后，午間頻現(xiàn)負電價，不同季節(jié)電價趨勢差異明顯。為更好地符合發(fā)電與用地實際情況，引導用戶削峰填谷，減少清潔能源的浪費，山東省相關(guān)部門結(jié)合現(xiàn)貨電價趨勢，出臺了一系列新規(guī)完善工商業(yè)分時電價政策。發(fā)布了《關(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項的通知》（以下簡稱《通知》）《山東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作指南》《關(guān)于發(fā)布2023 年容量補償分時峰谷系數(shù)執(zhí)行時段的公告》等一系列電價政策。

政策的出臺重新劃定峰谷時段，并調(diào)整峰谷電價系數(shù)和容量補償系數(shù)，使新的峰谷時段更加貼合新型電力系統(tǒng)負荷曲線，進而引導電力用戶削峰填谷，促進新能源消納。

1.2 山東省分時電價政策概要

《通知》明確了容量補償電價和電網(wǎng)代理購電價格執(zhí)行分時電價政策：按照季節(jié)劃分峰谷。電價時段劃分為4 類，分別為深谷段（新增）、谷段、峰段、尖峰段。繼續(xù)拉大分時峰谷系數(shù)，尖峰系數(shù)2.0、峰系數(shù) 1.7、谷系數(shù) 0.3、深谷系數(shù) 0.1。將每日兩峰兩谷調(diào)整為一峰一谷。新增了容量補償電價執(zhí)行峰谷分時的規(guī)定。2023 年分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段發(fā)布如圖1 所示。

圖1 山東省分時峰谷電價執(zhí)行時段劃分圖

按照2022 年電網(wǎng)代理購電用戶電價進行估算，全年峰段、尖峰段平均電價0.708 28 元/kW·h，全年谷段、深谷段平均電價0.083 86 元/ kW·h。此前，山東省發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》（魯發(fā)改價格〔2022〕247 號），規(guī)定容量補償電價標準為0.099 1 元/ kW·h（含稅）。《通知》在此基礎(chǔ)上執(zhí)行峰谷系數(shù)，據(jù)此推算，山東2023 年容量補償電價如表1 所示。

表1山東省容量補償分時峰谷電價元/(kW·h)

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2 山東省分時電價政策的影響

在某一特定時間內(nèi)在其他條件不變情況下，商品價格變動引起需求量反向變動的規(guī)律被稱為需求定律。即商品價格愈高需求量愈少；商品價格愈低需求量愈多。定義該需求曲線上對應(yīng)于價格為P0的那一點的價格彈性為：

式中：ΔQ和ΔP分別為電量和電價的增量；Q0和P0分別為電價變動之前切時刻的電量和電價。

電力需求價格彈性就是指電價的相對變動所帶來的電力用戶電能需求量的相對變動即在一段時間內(nèi)電量變動的百分率與相應(yīng)的價格變動百分率的比值。電力用戶在某一時段的用電量不僅與該時段的電價相關(guān)而且還受到相鄰時段電價的影響低電價時段用電量增加高電價時段用電量減少[2]。

2.1 對分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的影響

根據(jù)新政策對峰谷時段的劃分，光伏大發(fā)時段基本為谷段。用典型光伏曲線測算和分析光伏標準曲線發(fā)電量與電網(wǎng)代購電量價及光伏標準曲線發(fā)電量與零售電量價的聯(lián)系，如圖2 所示。

圖2 光伏發(fā)電量與電網(wǎng)代購電量價圖

當分布式光伏的用戶為電網(wǎng)代理購電時，由于冬季電價較高，按照冬季電價計算，光伏曲線的均價為0.447 元/ kW·h；當分布式光伏的用戶為售電公司代理用戶時，按照營銷公司常用冬季零售分時電價套餐，光伏曲線的均價為0.514 9 元/ kW·h。即：當分布式光伏自發(fā)自用的電價高于以上電價時，用戶使用電網(wǎng)代購電或售電公司代理時用電更劃算。

2.2 對獨立儲能系統(tǒng)影響

繼《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運行的通知》中明確獨立儲能相應(yīng)充電電量不再繳納政府性基金金及附加、輸配電目錄電費后，此次《通知》完善了容量補償峰谷電價的執(zhí)行，提出基于峰荷貢獻率的容量補償電價機制，谷段系數(shù)為0.3，深谷段系數(shù)為0.1。由于獨立儲能充電時段。通常位于當季分時峰谷電價的谷段或深谷段，下網(wǎng)電的容量補償費用將顯著降低，對于儲能發(fā)展利好。

山東省實施的分時電價是峰谷分時電價，其施行的目的在于通過電價差鼓勵用戶自主調(diào)整用電時間，實現(xiàn)電網(wǎng)的削峰填谷。峰谷分時電價模型為：

式中：ef為負荷高峰時段電價；eg為負荷低谷時段電價；ep為負荷平衡時段電價； [tf1,tf2] 為高峰電價對應(yīng)的時段； [tg1,tg2] 為低谷電價對應(yīng)的時段。

利用峰谷分時電價可引導大中型電力用戶所投資的儲能裝置充放電，用戶對于實施的電價政策有不同的反響，響應(yīng)電價的用戶對制定的電價實時調(diào)整自己的充電時間，從而獲取更大的效益[3]。

以獨立儲能項目（100 MW/200 MW·h）為例。目前下網(wǎng)電量的容量補償電價為0.099 1 元/ kW·h，預計全年費用約630 萬元。根據(jù)新的分時電價政策，下網(wǎng)電量的容量補償電價下降為0.033 9 元/ kW·h，預計全年節(jié)省下網(wǎng)電費支出約416 萬元。

2.3 對用戶側(cè)儲能系統(tǒng)影響

用戶側(cè)儲能是一種具有彈性、可調(diào)節(jié)性的負荷資源，它可以參與電力市場來保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定[4]。用戶側(cè)分布式儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益取決于具體的電力市場電價政策，以及用戶使用儲能系統(tǒng)所需實現(xiàn)的具體功能。電價政策不同，其所實現(xiàn)的功能不同，所產(chǎn)生的價值也不同[5]。

目前山東省用戶側(cè)儲能主要以峰谷價差套利作為收益來源。根據(jù)2023 年山東省分時電價政策，峰谷價差較2022 年0.72 元/kW·h 進一步拉大至0.893 元/kW·h，但峰谷時段由原來的雙峰雙谷減少為一峰一谷，用戶側(cè)儲能只能實現(xiàn)日充/放電一次，相較于2022 年每日可實現(xiàn)的兩充兩放電，用戶側(cè)儲能系統(tǒng)的充/放電量直接降低50%，儲能收益大受影響。

以1 MW/2 MW·h 用戶側(cè)儲能系統(tǒng)作為分析對象，假定按資本金20%，利率為5%，分別采用磷酸鐵鋰電池、opzv 固態(tài)電池、鉛炭電池進行測算（主要參數(shù)如表2 所示），其中磷酸鐵鋰電池、固態(tài)電池設(shè)計運營期為10 年，鉛炭電池設(shè)計運營期為5 年，根據(jù)2023 年分時電價政策，3 種不同種類電池的用戶側(cè)儲能系統(tǒng)資本金內(nèi)部收益率（稅前）分別為 -10.13% 、4.00%、 -16.02% ，經(jīng)濟性均不理想。

表2 不同種類儲能電池峰谷價差套利收益情況

3 建議

3.1 調(diào)整分布式光伏售電價格

山東省分時電價調(diào)整后分布式光伏曲線的價值下降、風險增加。對新開發(fā)的分布式光伏項目，建議自發(fā)自用部分的電價由電價打折模式轉(zhuǎn)變?yōu)閮r格固定模式，避免后期因政策調(diào)整、市場形勢變化導致違約風險。

3.2 持續(xù)開展長時儲能研究

山東省分時電價政策將谷段時間拉長，大容量長時儲能有望通過把握電價低谷蓄電更大程度上降低充電成本，進而加速資本回收。隨著光伏的發(fā)展，午間谷段時間拉長將是不可逆轉(zhuǎn)的趨勢，建議積極儲備長時儲能場址和技術(shù)，爭取長時儲能先發(fā)優(yōu)勢。

3.3 建議出臺上網(wǎng)側(cè)分時電價政策

在未來一段時間內(nèi)可以預見，由于全社會用電量逐步增加，新能源與傳統(tǒng)能源供電矛盾將持續(xù)存在。探索出臺完善消納保障措施，建立火電發(fā)電補償機制，逐步建立電力競爭市場[6]，利用政策工具平衡新能源和傳統(tǒng)能源發(fā)電企業(yè)利益，將考驗決策層的智慧。