中国战略新兴产业融媒体记者 卜文娟
需求驱动，绿电进驻交易市场
新能源在多年来“政策驱动”下经历了大发展阶段，走向了“需求驱动”的新起点。在当前电力市场建设成果基础上，试点开展绿电交易，着眼绿色能源生产消费市场体系和长效机制构建，是电力行业助力“双碳”目标实现的重要举措。从绿证交易到绿电交易，如何精准匹配发电方和用户的需求？绿电交易市场的建立意义何在，如何推行？能否以市场化为抓手，促进电价合理波动？数字化技术对助力构建新型电力系统有何启发？本期专题，将与您一起探讨绿电进驻交易市场将面临的风险与挑战。
日前，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。
“目前，有14个省份出台了居民峰谷电价政策，峰谷电价价差相对较小，一些地方仅设定平段电价和谷段电价，未设定高峰电价，且多数地方允许居民用户自行选择是否执行峰谷电价。总的看，此次进一步完善分时电价机制，对居民用电价格的影响较小。”国家发展改革委相关负责人表示。
进一步完善分时电价机制
分时电价机制是根据电力系统运行的特性，将一天划分为尖峰、高峰、低谷各时段，对各时段分别制定不同的电价水平，使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本。分时电价机制可以充分发挥分时电价信号作用，引导电力用户削峰填谷，尽量在高峰时段少用电，低谷时段多用电，提高电力系统运行效率。
7月26日，《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。
政策发布之后，全国多地陆续发布了全新的分时电价政策。
8月24日，南方电网公司《关于推动落实国家进一步完善分时电价机制的通知》正式印发。其中提到尖峰电价上浮比例按照国家统一要求不低于20%，具体上浮比例将结合各省区实际进一步研究确定。
8月31日，广东省发展改革委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》，通知完善了现行的峰谷分时电价政策，全省统一划分峰谷分时电价时段。在价格方面，拉大了峰谷比价。峰平谷比价从现行的1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。
浙江省发展改革委近日也印发《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》，对分时电价政策进行调整。浙江省发展改革委相关负责人表示，浙江省现执行的销售电价政策针对大工业、一般工商业、居民用电等设置峰谷分时电价，大工业必须执行，一般工商业、居民等可以选择执行。其中，工商业峰谷分时电价分为尖峰、高峰、低谷3类，共6个时间区间，其中尖峰2小时、高峰10小时、低谷12小时；居民峰谷分时电价分为高峰、低谷两类，两个时间区间，其中高峰14小时、低谷10小时（高峰时段8:00-22:00，低谷时段22:00-次日8:00）。
合理拉大了峰谷电价
价差随着新一轮电价改革启动，中国电力市场化改革又迈出重要一步。政策的发布，引起各地强烈反响。消费者不禁疑问，电费会不会越涨越高？
10月8日召开的国务院常务会议强调，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确四项重要改革内容，其中就强调，扩大市场交易电价上下浮动范围，扩大为“上下浮动原则上均不超过20%”，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
“价格机制改革是电改的核心。”无锡数字经济研究院执行院长吴琦表示，电价改革的意义是缓解当前煤电矛盾和限电现象，缓解电力供应紧缺的困境，让电价更好地反映电力市场供需形势和发电企业的成本变化，建立市场化电价形成机制；引导工商企业和居民理性用电、绿色用电，严控“两高”项目盲目发展，助力“双碳”目标实现。
在吴琦看来，电价改革将带来多方面影响。首先，对发电企业来说，有利于缓解煤价高企带来的巨大成本压力。发电侧全面放开煤电机组进入市场，用电侧推动工商业用户全面进入市场，按市场价格购电，有利于形成发电侧和售电侧“多买多卖”的竞争性市场。其次，对电网企业来说，将逐步退出经营性用户的统购统销业务，回归提供输配电、保障性用户供电服务的本源和主业。第三，对高耗能企业来说，交易电价上浮更多，用电成本将大幅上升，有利于遏制高耗能行业盲目发展，推动企业加大节能技改投入和绿色化转型力度。
完善分时电价机制对企业有何影响？“此次进一步完善分时电价机制，继续坚持了一项基本原则，即保持电网企业的销售电价总水平基本稳定。”
该负责人表示，具体看，由于合理拉大了峰谷电价价差，高峰时段的电价会有所上调，低谷时段的电价会有所下调。该负责人表示，考虑到部分商业用户错峰用电难度大，同时明确对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，各地可研究制定平均电价，由用户自行选择。分时电价机制的实施，还可有效减少一些不必要的输配电、发电资源投入，提升电力系统运行效率和经济性，有利于从总体上降低全社会用电成本。
减少可再生能源输出波动性给电网带来的影响
为了缓解电力供应紧缺，以光伏、风电为主的零碳排放“绿电”将成为“十四五”电力发展的主流，加速推动我国能源转型。
2021年是正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年，也是政策出台最密集的一年。解决消纳问题，一是可再生能源规划要与电网规划发展相适应，通过电网公布的消纳指标确定每年风电、光伏的新增消纳能力即上网电量，如电网公司每年发布的风电、光伏发电新增消纳能力的公告；二是通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制，按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重指标；三是因地制宜进行战略布局，根据地域特点开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目，为新能源间歇性问题提供解决路径。
9月11日，国家发展改革委印发了《完善能源消费强度和总量双控制方案》，其中关于新能源消纳比例的划分有了重大改变，此前文件规定新能源消纳比例超过激励值的部分可不再计入能耗双控指标，现在新版规定，一旦达到激励值，那么从及格线开始以上的部分不再纳入能耗双控指标，再一次明确了我国推动能源清洁低碳安全高效使用，倒逼产业结构、能源结构调整，助力实现“碳中和、碳达峰”的目标。
厦门大学嘉庚实验室研究员、中国能源政策研究院院长林伯强撰文指出，过去可再生能源电力的高成本是制约发展的重要原因，使它无法与技术成熟且大规模投运的火电竞价上网。然而，近年来可再生能源发电的技术进步以及规模效应带来了成本大幅下降。2010年至今，最具竞争力的两种可再生能源电力——光伏和风电成本分别降低了82%和39%。目前无论从经济还是环境的角度，可再生能源电力都具备了大规模推广的条件。如果可再生能源电力成本持续下降，即使目前成本依然不能与传统火电竞争，碳中和背景下可再生能源大规模替代火电的路径也是可行的。
他认为，可再生能源发展的经济学成本分析对于新能源的发展至关重要，尤其是针对可再生能源可持续发展的成本和时空分析。然而目前中国的数据分析最艰难的一部分就是数据的来源问题。政府应该对可再生能源电力数据进行系统收集整理，替换陈旧的数据，以便于更深入正确地了解可再生能源技术的成本趋势，为绿色电力市场的建立奠定基础。
林伯强认为，中国正在进行新一轮电力市场改革。目前中国的电价机制不利于绿色电力成本的分摊，电力市场改革还在完善过程中，电价并非完全市场化，电力公司难以将可再生能源上网的成本转移给消费者。因此，放开售电端的市场是绿色电力市场发展的基础。而绿色电力市场的建立，又可以通过市场竞争，建立分时电价机制，引导用户在高峰时间减少用电，在低谷时间增加用电，平滑负荷曲线，减少可再生能源输出波动性给电网带来的影响。
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