政策解读 | 甘肃省优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策

7月5日下午，甘肃省政府新闻办举行《优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策》和《推进新时代甘肃能源高质量发展行动方案》等政策解读新闻发布会。

甘肃省发展改革委党组成员、省营商环境建设局局长何正义介绍：

7月2日，省政府常务会议原则通过优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策。

一、峰谷分时电价政策出台背景

甘肃风光资源富集，开发综合优势突出，风能和太阳能技术开发量分别排全国第4、5名。“十四五”以来，我省抢抓国家“双碳”战略和构建新型电力系统的历史机遇，全力推进新能源建设，新能源产业呈现装机规模大、电量占比高、市场化程度高的新特征。截至今年5月底，我省新能源装机5612万千瓦、占全网总装机的61.7％，同比增长56.33％。其中：风电装机2870万千瓦、占比31.56%，光伏装机2742万千瓦、占比30.15%。新能源发电量333.83亿千瓦时、占全省发电量的36.35％，同比增长25.98%。其中：风电发电量192.91亿千瓦时，占比21.28%，同比增长9.63%；光伏发电量136.57亿千瓦时，占比15.07%，同比增长60.79%。我省新能源装机和发电量占比均居全国第2位，成为省内第一大电源。目前，我省除了光伏扶贫、国家特许经营、平价示范性项目、分布式新能源执行保障性消纳政策外，其余新能源项目全部参与电力市场，参与市场新能源装机占比约为新能源总装机的86%，新能源市场化程度较高。

在新能源加速发展的同时，电力供需关系由紧缺性向时段性紧缺转变，总体上电力供给宽松，个别时段出现紧缺。在省内发、用电分布不均衡，河西输电能力不足的情况下，新能源尤其是光伏出现利用率下降、企业收益下滑、同质化竞争加剧等新问题。1-5月，全省新能源利用率为92.72%，其中，风电利用率93.51%，光伏利用率91.62%，尤其河西地区新能源利用率下降明显，加上市场交易价格下降，收益空间压缩，新能源发展步伐放缓。

为适应我省新能源大规模发展、电力供需形势转变、系统用电负荷特性变化等新形势新要求，充分发挥分时电价信号作用，更好服务以新能源为主体的新型电力系统建设，推动我省新能源高质量发展，按照国家完善分时电价机制相关要求，结合我省电力系统净负荷特性和运行情况，需对峰谷分时电价政策进一步优化调整。今天，我委已印发《关于优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策有关事项的通知》（甘发改价格〔2024〕424号）文件，并在我委网站公开发布。

二、政策主要内容

将峰谷分时电价政策的原高峰、平段、低谷各8小时调整为高峰7小时、平段11小时、低谷6小时。高峰时段由7∶00-9∶00、17∶00-23∶00调整为6∶00-8∶00、18∶00-23∶00，平时段由23∶00-7∶00（次日）调整为23∶00-6∶00（次日）、8∶00-10∶00、16∶00-18∶00，低谷时段由9∶00-17∶00调整为10∶00-16∶00。政策自2024年8月1日起执行。本次政策调整由全体工商业电力用户（除电气化铁路牵引用电外）和农业生产电力用户（除农业排灌用电外）执行。居民和电采暖用户执行原规定，暂不调整。本次时段调整，更能体现我省电力供需和运行现状，更加精准反映电力系统净负荷特性，更好保障发电、用电两侧用电安全。

同时，为解决目前燃煤发电和供热行业用煤成本较高问题，坚持煤炭价格由市场形成，充分发挥政府对煤炭市场的弹性调控，引导煤炭价格在合理区间运行，降低煤电发电成本，稳定目前到户电价水平。根据国家完善煤炭市场价格形成机制有关精神，在成本调查的基础上，结合我省实际，配套出台省内煤炭出矿环节中长期合同交易价格区间政策，制定省内煤炭出矿环节中长期交易价格区间为420-620元/吨（5500千卡，含税），实现“下限保煤、上限保电”目标。今天，我委也已印发2024年第2号《关于甘肃省煤炭出矿环节中长期合同交易价格区间的公告》，并在我委网站公开发布。区间政策自2024年7月1日起执行。我们也将会同相关部门加强煤炭市场价格监管，对出现的价格违法行为予以严厉查处，维护煤炭市场良好秩序。电价、煤价政策协同发力，能更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。

近年来，甘肃持续深化电力市场化改革，不断优化完善电力市场交易，强化市场形成价格机制，充分发挥市场调节和配置资源作用，在各方努力下，电力市场建设取得明显成效。发、用双边在中长期市场和现货市场24小时“报量报价”参与市场，最终价格的形成受多方面因素影响。我们将持续推动完善电力市场体制机制建设，优化电价形成机制，促进能源产业高质量发展。

问：我们注意到，本次优化调整分时电价政策主要是适应新能源大规模发展下，电力系统用电负荷特性发生变化等新形势，解决电力行业发展过程中的一些新问题，对发电、用电两方面均产生影响，请问具体影响有哪些？对于政策执行中产生的一些不利影响，如何应对？本次调整是否涉及居民？

甘肃省发展改革委价格处处长罗建华答：第一，本次优化调整峰谷分时电价政策，主要依据全省近3年电力系统净负荷曲线特性、用电负荷、电源结构变化等因素，以保障电力稳定供应和提升新能源消纳为核心，调整高峰时段和低谷时段划分，高峰时段调整主要考虑电力安全供应，引导用电负荷转移，缓解电力供需紧张，低谷时段为全网发电出力最大、供需关系最为宽松时段，鼓励用户调节负荷，增加谷段用电量，提高新能源消纳量。同时，调整后，高峰时段和低谷时段之间各设置两个小时平段时间，作为用电企业调整缓冲时间，便于调度准备及负荷转移。因此，调整后的时段，更加适应电力供需状况，更精准反映电力系统负荷特性，更为有效保障发用两侧利益。

第二，经分析研判，峰谷分时电价政策调整后，发电侧上网电价会略微上涨，主要会影响光伏发电上网电价。对比周边省份，在新能源投资成本大体相同的条件下，我省持续推进资源和产业融合发展，优先保障新能源重大招商项目要素供给，积极承接中东部新能源产业转移，不断优化能源结构，从加强规划引领、加快外送通道建设、优化网架结构、加快调峰电源建设、培育优质用电负荷等各方面着力构建可再生能源高比例消纳体系，努力实现新能源产业规模、效益、质量同步提升，着力打造全国重要的新能源和新能源装备制造基地，发挥新能源综合优势。

第三，针对本次峰谷分时电价政策调整后出现的煤电上网电价略微上涨的问题，为稳定到户电价，我委配套出台省内煤炭出矿环节中长期合同交易价格区间政策。煤炭价格区间实施后，预期可引导煤炭价格在现行水平上每吨至少降低80元，可进一步降低煤电发电燃料成本，引导降低煤电上网电价，稳定到户电价较去年同期降低三分钱基本不变。

第四，具体执行中，电力市场交易主体在签订中长期交易合同时，原则上峰谷价差比例不低于3∶1。参与电力现货市场的交易价格不受此分时电价时段和价差比例约束，按照我省电力现货市场交易相关规则执行。对于2024年已按照原峰平谷时段签订的8-12月份省内中长期交易合同，保持24点量价不变。新增中长期交易合同，执行新的时段。对于居民和电采暖用电，本次政策调整不涉及，继续执行原时段划分。

问：电网企业作为电价政策的主要推动落实主体，近年来在落实新能源上网电价政策方面做了哪些工作？甘肃新能源参与市场交易和上网电价情况如何？全省工商业到户电价在什么水平？峰谷分时电价政策调整后，将采取哪些推进落实措施？

国网甘肃省电力公司副总经理黄武浩答：国网甘肃省电力公司严格执行国家电价政策，根据国家有关新能源电价政策要求，按是否享受中央财政补贴将项目区分为两类，一类是享受中央财政补贴的项目，由国家发改委按资源区制定标杆电价，由市场承担价格和财政补贴价格两部分构成，标杆电价扣除火电基准价部分为财政补贴价格；另一类是不享受中央财政补贴的项目，执行平价或竞价上网电价。在市场承担价格的形成机制方面，又区分为两种情形，一种是我省确定的“保量保价”范围内的电量，主要包括特许权、扶贫、分布式、部分平价新能源电量，执行火电基准价；另一种是“保量保价”范围外剩余电量，通过市场交易形成价格。

在新能源参与市场交易方面，目前，我省新能源可以通过年度、月度、周交易及“D+3”日融合交易，分时段带曲线参与省内电力中长期市场。截至5月底，省内中长期交易累计达成新能源交易电量467.98亿千瓦时、同比增加188.28亿千瓦时、增长67.31%，其中：风电成交电量312.25亿千瓦时、同比增加115.46亿千瓦时、增长58.68%，成交均价0.3013元/千瓦时；光伏成交电量155.73亿千瓦时、同比增加72.81亿千瓦时、增长87.81%，成交均价0.1796元/千瓦时。

在工商业综合到户电价方面，2024年1-5月份，全省工商业综合到户均价0.4919元/千瓦时，度电同比降低2.98分。其中，一般工商业综合到户均价0.6407元/千瓦时，度电同比降低2.13分；大工业综合到户均价0.4592元/千瓦时，度电同比降低3.09分。

本次峰谷分时电价调整是适应甘肃省新能源大规模发展和广大用电企业负荷特性变化作出的合理优化，国网甘肃省电力公司将严格落实政策文件，及时准确、不折不扣执行到位。一是确保政策落实落地，尽快完成电能表时段和计费系统调整，做到准确计量、正确算费。二是确保相关主体应知尽知，协同政府有关部门开展线上线下多种渠道政策宣传，让广大发用电主体提前知晓、合理调整策略。三是服务企业用好政策，主动帮助企业熟悉新版分时电价政策，引导企业积极响应价格信号，通过优化调整发用电习惯、参与市场交易等方式，提升企业收益，实现降本增效。