新能源发电渗透率的提升，有助于中国电力生产结构的低碳转型。但是新能源的间歇性和波动性，也使得用电负荷与电力供应的“峰谷差”持续扩大。设置峰谷电价是实现“削峰填谷”、平滑用电需求的重要手段。2022年11月29日，《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》发布。该文件要求进一步完善工商业分时电价政策，自2023年1月1日起，工商业分时电价在高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。山东省2023年零售侧峰谷电价机制的实践表明，峰谷电价需要设置动态调整机制，才能保证电价“峰谷”和用电需求“峰谷”趋向一致，并最大限度地保证参与电力市场各方的利益。
引导用电企业“削峰填谷”
山东是我国的新能源发电大省，且新能源发电装机容量占比逐年递增，截至3月底，山东的光伏发电装机容量占比达25%，风电装机容量占比达13%，新能源发电装机容量占比已经接近40%，装机容量占比在各省份中处于较高水平。因此，山东电力市场面临的挑战，或将成为未来全国电力市场所面临的普遍问题。
新能源发电量的提升可以应对不断提升的电力需求，缓解火电燃烧化石燃料造成的碳排放增加问题。但是，新能源发电波动性大、随机性强，很难保证出力曲线的稳定。这在开展电力现货市场的山东最直接的表现就是形成了比较明显的“鸭子曲线”，即白天光伏发电出力好，电力供给大于电力需求，电力现货价格较低;而晚上光伏不出力，用电需求高于供给，电力现货价格较高。
为了应对上述电力供需不平衡的情况，国网山东省电力公司和山东电力交易中心采取了一个重要措施，即从需求侧入手，以拉大峰谷价差的方式引导用电企业“削峰填谷”。2022年年末，上述两家单位根据系统需求，完成2023年不同季节容量补偿分时峰谷系数K1、K2取值及执行时段测算，并引入深谷和尖峰系数及执行时段。同时，参考山东2022年现货电能量市场分时电价信号，结合容量补偿电价收取方式，设计了山东2023年零售合同(套餐)分时时段、时长及价格约束。具体约束条件如下：一是零售合同(套餐)与容量补偿电价执行相同的季节划分标准，全年分为冬季(12月至次年1月)、春季(2~5月)、夏季(6~8月)和秋季(9~11月)，时段属性包括峰段、谷段和平段;二是零售合同(套餐)的峰段至少包含容量补偿电价的尖峰时段，谷段至少包含容量补偿电价的深谷时段;三是零售合同(套餐)的谷段可在容量补偿电价的平段和谷段中选取，峰段可在容量补偿电价的平段和峰段中选取;四是零售合同(套餐)谷段总时长不少于峰段总时长，平段总时长不少于12小时;五是高峰时段均价在平段均价基础上上浮不低于50%，低谷时段均价在平段均价基础上下浮不低于50%。
助新能源消纳，促供需匹配
根据以上约束条件，以380元/兆瓦时的平段价格均价为基准价，可以设计出较合理的电能量价格套餐。可以看出，谷段与峰段的电能量价差近0.4元/千瓦时，叠加容量补偿电价0.1元/千瓦时的价差，企业在尖峰段和深谷段的用电成本相差约0.5元/千瓦时。
今年以来，上述峰谷时段的设置及价格系数的调整，确实非常有效地引导了用电企业“削峰填谷”。具体表现是，春季中午5个低价小时段，吸引很多用电企业提高白天用电比例，降低晚高峰用电需求。这在很大程度上提升了用电企业对于光伏发电的消纳，对于山东持续提升光伏发电装机容量是一件好事。
从用户侧角度考虑，可以灵活调整用电时间段的用电企业，其用电成本可以大幅降低。2023年5月某两家不同用电曲线的用电企业，其电能量成本分别为262元/兆瓦时和475元/兆瓦时。假设两家企业月度用电量都是1000兆瓦时，则其电能量费用相差213000元，再叠加不同的容量补偿电价，其用电成本相差更多(见表2)。对于利润率普遍较低的小型制造企业，灵活调整用电时间段既可以降低生产成本，也可以帮助电网消纳更多的新能源(电力现货价格低的时段一般对应新能源大发的时间段)，降低供需不匹配对电网的冲击。
销售电价与现货市场偏离
夏季(6~8月)容量补偿电价的低谷时间段设置在凌晨2点到早8点之间，相应的国网山东电力以及不少售电企业也将其夏季用电的低谷时段设定在凌晨时段。之所以将谷段设置在凌晨，笔者认为有两个原因：一是在2022年电力现货市场中，电力现货价格及供需关系表现为凌晨时段电力需求较低，电力现货价格也偏低;二是2023年以来，有些企业需要补充疫情前停工的产能，用电需求提升，再叠加夏季高温，用户侧白天用电提升比例较高。但目前看来，(山东)凌晨低电价这种情况在6月中上旬并没有出现，白天依然是电力现货出现低价的时段。
笔者统计了2023年6月1日至22日的24小时电力现货均价，以及以374.8元/兆瓦时(售电企业批发侧中长期电量的价格)为平价均值并按照电网划分的峰谷平段设置的零售价格套餐。在凌晨时段(0~8时)零售侧价格与实际现货价格存在非常严重的偏离现象，即部分售电企业和国网山东电力卖给用电企业的电价极低，但电力现货市场中这个时间段的电力价格非常高。这说明，对于部分售电企业来说，在代理凌晨用电偏多的用电企业时，由于批发侧与零售侧存在较大的价格偏离差距，存在比较大的亏损风险。
从6月的市场情况来看，尽管尚未出现售电公司大规模亏损的情况，但中午现货价格维持较低水平，说明该时段电力供应仍然充足，未出现预期的供应紧张情况，与当初的设计初衷出现偏差，火电机组出力不足，系统经济性下降。
原因在于，由于新能源发电装机容量的迅速发展，政策性制定者无法预估未来的电力供需情况与历史的供需情况是否一致，同时电力供需关系的变化存在更多的不确定性。
建议未来进一步优化峰谷电价机制，科学动态设置相关时段和价差，促进电力市场持续健康发展。
需动态调整峰谷时段并拉大价差
通过动态调整峰谷时段并且拉大峰谷价差，可以让实际现货峰谷时段与定义的峰谷时段贴合，有效引导用电企业“削峰填谷”。这既可以帮助灵活性用电企业降低生产成本，也可以消纳更多的新能源发电量，从而实现多赢。
当实际现货峰谷时段与定义的峰谷时段出现偏差甚至偏离时，不仅会引导用电企业“削谷填峰”，而且会损害市场整体的利益，不利于电力市场的改革发展。
未来，电力供需关系的变化存在更多的不确定性。因此，政策层制定电力价格时，需要结合实际情况增加动态调整机制，促进电力市场的可持续健康发展。具体可以从以下两个方向着手：一是选择更小的时间颗粒划分峰平谷时段，可以从季度精细化到月甚至旬。二是动态调整要成为常态，可以结合每月新进入电力市场的新能源增量装机情况以及经济指标参数，来逐月动态修正零售侧峰平谷时段划分及相关参数。(尹海涛孙兴)
