由于缺水少煤，云南省內(nèi)供電形勢日趨緊張，平均缺電率逼近20%，省內(nèi)日用電量缺口在3500萬-4000萬千瓦時之間。 從云南電網(wǎng)公司網(wǎng)頁了解到，不過由于近期降雨量充足，云南瀾滄江上的幾個主力水電站來持續(xù)發(fā)電，部分火電廠電煤庫存告急。與此同時，電力需求持續(xù)保持在高位，云南省內(nèi)電力供需缺口日益增大。

如何緩解高峰電力供需壓力，一直是電力行業(yè)面臨的棘手問題。今年夏天罕見的極端高溫天氣，為這個“老問題”埋下了更加復(fù)雜的背景。

“這是電力供需矛盾加劇帶來的痛點，也為推進電力市場化改革創(chuàng)造了良好的契機。”華北電力大學(xué)能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心副主任王永利告訴第一財經(jīng)。

今年入夏以來，受持續(xù)高溫天氣和經(jīng)濟恢復(fù)增長等因素影響，我國電力需求持續(xù)上升。同時，由于來水偏干，水電出力不足，電煤供應(yīng)保障繼續(xù)面臨較大壓力。

短期的高溫終究會過去，但應(yīng)該有更好的機制來化解“老問題”。這樣，面對下一次潛在的極端天氣，有關(guān)方面可以更加從容應(yīng)對。

王永利說，今年2月以來，國家有關(guān)部門多次把保障能源供應(yīng)和迎峰度夏工作提到議事日程上來。(電)除了被送出去、被輸送出去，最終還會在用戶端被“用好”。在今年極熱的天氣里，前兩個已經(jīng)做得比較好了。但如何合理調(diào)整用戶需求，挖掘用戶資源潛力，實現(xiàn)社會效益和經(jīng)濟效益最大化，仍有改進空間。

電力的“需求響應(yīng)”

近期的高溫干旱加劇了電力供需的短期和局部矛盾。

入夏以來，國家電網(wǎng)5個區(qū)域電網(wǎng)和19個省級電網(wǎng)負荷屢創(chuàng)新高。為了做好迎峰度夏工作，越來越多的省市考慮電網(wǎng)運行和負荷特點，鼓勵調(diào)峰填谷，鼓勵負荷聚合者參與需求響應(yīng)。

“需求響應(yīng)”是電力發(fā)展進入新階段后，從需求側(cè)解決電力供需平衡的新手段。與有序用電不同，需求響應(yīng)是電力用戶對電價或激勵信號的主動響應(yīng)，主要表現(xiàn)為用戶用電行為的臨時改變，即根據(jù)電價或激勵臨時調(diào)整電力負荷。

以福建為例，5月發(fā)布的《福建省電力需求響應(yīng)實施方案（試行）》明確提出了工作目標，即通過廣泛動員各類用戶參與電力需求響應(yīng)，實現(xiàn)電力削峰填谷，促進可再生能源消納，推動源、網(wǎng)、負荷、儲友好協(xié)調(diào)調(diào)控。應(yīng)按照年度組織交易、優(yōu)先邀請響應(yīng)的模式提前實施，有條件的地區(qū)探索日內(nèi)響應(yīng)與優(yōu)先邀請相結(jié)合的模式，形成約占福建電網(wǎng)最大用電負荷5%的需求響應(yīng)能力。

哪里都尊重的需求響應(yīng)有什么「好」？

王永利說，作為有序用電前的“緩沖區(qū)”，需求響應(yīng)機制可以有效降低因“電荒”而產(chǎn)生的綜合社會成本。既能節(jié)省投資，又能保證電網(wǎng)安全。

據(jù)業(yè)內(nèi)人士粗略計算，整個系統(tǒng)滿足1kW終端新增負荷的投資已達萬元以上，而一年內(nèi)超過全網(wǎng)最大負荷95%的用電時段不到100小時。考慮全部成本，通過設(shè)備投資滿足高峰負荷需求，每千瓦時總成本在1000元左右。然而，采用需求響應(yīng)的成本極低。由于高峰時段的利用小時數(shù)較低，如果高峰負荷降低5%，全年電力損失的影響將非常小。

在各地，電力市場需求側(cè)響應(yīng)的實際效果逐漸顯現(xiàn)。

“歸根結(jié)底，需求反應(yīng)還是高度依賴于企業(yè)自身權(quán)衡收益和損失，選擇是否采取避峰措施。對于一些盈利能力強、用電量高的企業(yè)，主動調(diào)整的意愿有限?！蓖跤览J為，為了優(yōu)化電力供需匹配，一方面有關(guān)部門要對全社會的電力負荷進行有效梳理，對不同的電力需求進行排序

自2015年3月新一輪電力體制改革啟動以來，我國正在逐步建立“遠期交易規(guī)避風險、現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、交易品種齊全、功能完善”的電力市場。2017年8月，國家確定南方(從廣東開始)等8個地區(qū)為第一批試點，2021年5月，確定上海等6個省市為第二批現(xiàn)貨電力試點。

8月18日，華南現(xiàn)貨市場(廣東出發(fā))結(jié)算試運行日報表顯示，發(fā)電側(cè)加權(quán)平均電價(含核電)約為0.66元/千瓦時。前兩天這個市場的發(fā)電側(cè)加權(quán)平均電價(含核電)高達0.86元/千瓦時左右。

而往年根據(jù)《廣東電力市場2021年度報告》，2021年5月現(xiàn)貨市場試運行期間，5月之前的價格主要集中在0.35元/千瓦時至0.65元/千瓦時?？梢钥闯?，近期現(xiàn)貨市場的平均電價已經(jīng)創(chuàng)出了較高的位置。

一般認為，電力市場尤其是現(xiàn)貨市場的價格實際上反映了電力供需平衡的程度。電價越高，供不應(yīng)求越嚴重。電價越低，供過于求越嚴重。

今年夏天，上述“火熱”的現(xiàn)貨市場是電力供需緊平衡和市場化機制創(chuàng)新的結(jié)果。8月初，廣東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于暫緩執(zhí)行價格限制相關(guān)條款的通知》，宣布臨時取消兩個限價。

“在當前迎峰度夏供電保障的關(guān)鍵時期，為確保有效的現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)，調(diào)動發(fā)電企業(yè)積極性，經(jīng)國家能源局廣東能源局、南方監(jiān)管局批準，暫停執(zhí)行按類型設(shè)置現(xiàn)貨電力能源報價上限和二級限價的條款，待根據(jù)市場運行情況進一步明確?！蓖ㄖf。

以江蘇為例，2023年8月，江蘇電力集中競價交易結(jié)果顯示，本次交易總交易量為122.07億千瓦時，交易價格為469元/兆瓦時。共有81家發(fā)電企業(yè)、106家售電公司、65家類用戶、國網(wǎng)江蘇省電力有限公司參與集中競價交易申報。

值得注意的是，成交價按現(xiàn)行規(guī)定幾乎漲了20%，比去年漲了23%。

盡管如此，許多業(yè)內(nèi)人士認為，目前中國現(xiàn)貨市場

仍具有廣闊的探索空間和發(fā)展?jié)摿Α?/p>

長沙理工大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院教授葉澤撰文稱，目前我國電力供應(yīng)正處在相對緊張時期，各省按照“需求側(cè)響應(yīng)優(yōu)先，有序用電保底、節(jié)約用電助力”次序開展電力保供工作。多省通過需求側(cè)響應(yīng)讓用戶調(diào)整負荷，而電力市場特別是現(xiàn)貨市場并沒有納入電力保供的有效措施中。與需求側(cè)響應(yīng)中用戶中斷負荷的補償標準相比，現(xiàn)貨市場交易價格相對偏低。

葉澤認為，當前我國現(xiàn)貨市場仍然沒有發(fā)現(xiàn)稀缺電力價格。究其原因，一是現(xiàn)貨市場價格上下限沒有根據(jù)經(jīng)濟規(guī)律制定，二是忽視了需求側(cè)響應(yīng)機制的使用條件。

“目前我國電力市場特別是現(xiàn)貨市場，高峰負荷電價形成機制由于過低的價格上限限制并不合理，現(xiàn)貨市場高峰負荷電價明確偏低，在這種情況下實施需求側(cè)響應(yīng)，會產(chǎn)生‘誰引起，誰受益’的不合理結(jié)果，甚至會產(chǎn)生需求響應(yīng)反而加劇保供形勢的負激勵效果?！比~澤稱。

華北電力大學(xué)經(jīng)濟管理學(xué)院教授袁家海對第一財經(jīng)表示，未來極端天氣很可能成為常態(tài)。為保障電網(wǎng)的安全性，需要完善配套的電力市場化機制，最大限度地實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。通過深化電力需求側(cè)改革，利用市場化方式引導(dǎo)電力用戶主動錯避峰。在這一過程中，電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、綜合能源服務(wù)、虛擬電廠等新興市場“大有可為”。

相關(guān)問答：電費收費標準2022江蘇 江蘇電費收費標準如下江蘇晚九點至早八點，電費0.35，峰0.52，蘇州市居民生活用電城鄉(xiāng)“一戶一表”用戶實行分檔累進遞增的階梯電價,按戶年均用電量分三檔。 第一檔年用電量2760千瓦時及以下：1千伏以下0.5283元，1-10千伏0.5183元；第二檔年用電量2761-4800千瓦時：1千伏以下0.5738元，1-10千伏0.5683元；第三檔年用電量4800千瓦時及以上：1千伏以下0.8283元，1-10千伏0.8183元；居民合表用戶：1千伏以下0.5483元，1-10千伏0.5383元；