唐山地區執行峰谷電價效益分析

熊長虹

（唐山供電公司，河北 唐山 063000）

從電力行業統計數據看，全國95%以上的高峰負荷年累計持續時間只有幾十個小時，采用增加發電裝機容量的方法來滿足這部分高峰負荷很不經濟。如果采用需求側管理的方法削減這部分高峰負荷，則可以緩解電力供應緊張壓力。峰谷電價是開展電力需求側管理的重要手段之一，是利用經濟手段調整負荷、合理負擔成本、提高社會經濟效益的一項積極措施，特別是在當前節能減排的背景下，通過充分發揮峰谷電價降低電網負荷峰谷差，實施有效的需求側管理，可以達到降低或延緩電源、電網投資，實現電能更有效利用，最終達到社會效益最優目的。

下面通過河北唐山地區峰谷電價執行情況，分析其帶來的整體效益。

1 峰谷電價執行情況

峰谷電價執行效果與地區經濟結構息息相關。唐山是一座重工業城市，地區經濟主要以鋼鐵、建材、煤炭等高耗能行業為主，其中鋼鐵企業具有較強的生產調節能力，特別是軋鋼等不連續生產特性，具備較強調峰能力。

根據1994年河北省物價局《轉發國家計委、電力部〈關于提高電力價格的通知〉的通知》，自1994年1月15日起，京津唐電網對大工業和非工業、普通工業執行峰谷電價，峰谷電價執行分為高峰、非峰谷和低谷3個時段。根據河北省物價局2004年發布的《關于進一步實行峰谷電價有關問題的通知》，為進一步發揮價格杠桿的調節作用，優化電力資源配置，促使用戶削峰填谷，自2004年4月1日起，對大工業和部分非普工業用戶實行尖峰電價，尖峰時段為每年7月、8月、9月的18：00～21：00。

河北省執行峰谷電價政策歷經16年，期間執行范圍由最初僅有的2個行業拓展至大工業、非普工業、商業以及非居民等四大行業，峰谷時段也由初期的高峰、非峰谷、低谷3個時段發展至現在的高峰、尖峰、非峰谷以及低谷4個時段。峰谷電價執行范圍的拓展以及時段劃分的增加，反映出電力供應與需求的平衡需要，也是更好地優化電源消費結構，實現節能減排的需要。

2 峰谷電價執行特點

追蹤唐山地區2001—2010年峰谷電價執行情況，工業重鎮唐山在峰谷電價執行方面呈現3個主要特點。

2.1 政策層面——價格刺激作用逐年擴大

以10 kV電壓等級大工業非優待行業為例，自2000年至2004年，高峰電價與低谷電價比值在2.30∶1左右，至2005年調價后擴大到2.36∶1，此后一直保持該倍差；尖峰電價與低谷電價比值也保持在2.61～2.62這個相對穩定的數值。雖然比值相對穩定，但由于作為基數的非峰谷電價隨著電能成本的上升不斷提高，實際峰谷電價價差逐年擴大，作為促進調整負荷的經濟手段，對用戶吸引力與日俱增。

2001年，10 kV大工業非優待高峰電價為0.506元/kWh，與非峰谷時段價差為0.15元/kWh，剔除電力建設基金及三峽基金后，較非峰谷時段電價上浮了45.59%；低谷電價為0.219元/kWh，與非峰谷時段價差為0.137元/kWh，低谷電價較非峰谷時段下浮41.64%。經過數次電價調整，到了2010年，該電壓等級用戶其高峰電價為0.734 1元/kWh，與非峰谷時段價差為0.219 1元/kWh，剔除各類代收費用后，高峰電價較非峰谷時段電價上浮了46.62%，較2001年上浮了1.03個百分點；低谷電價為0.311元/kWh，與非峰谷時段價差為0.204元/kWh，低谷電價較非峰谷時段下浮43.40%，而低谷電價下浮較2001年增大了1.76個百分點。其他行業不同電壓等級的電價特點相同，即高峰電價上浮比例高于低谷電價下浮比例，且呈現逐年擴大趨勢，與邊際成本理論吻合，在保證電價總水平動態平衡的同時，價格杠桿作用日益顯現。表1顯示了歷年大工業非優待1～10 kV峰谷電價調整情況。

表1 2000—2009年大工業非優待1～10 kV峰谷電價比較

2.2 執行層面——峰谷電價執行范圍顯著擴大

2001年唐山供電公司執行峰谷電價電量完成69.25億kWh，占年度售電量54.34%；2010年執行峰谷電價電量完成421.02億kWh，占當年售電量的份額躍升至69.40%，10年執行峰谷電價電量年均增長19.78%，超過了地區售電量年均16.88%的增長幅度。峰谷電價執行戶數由2001年的10 205戶增至2010年的20 249戶。

2.3 效果層面——轉移高峰負荷水平不斷加大

從用戶執行峰谷電價不同時段電量分配情況看，2001年峰段電量占峰平谷總電量31.97%，平段占33.70%，而谷段達到了34.37%。隨著峰谷電價價差的不斷擴大，價格的經濟杠桿作用得到充分發揮，刺激用戶不斷避峰填谷，深化調峰管理。2010年上述比例分別為32.04%、34.99%、32.97%，谷段電量所占比例較2001年提高0.62個百分點，峰段與平段負荷不斷向谷段轉移。

（1）高峰負荷轉移效果日益凸顯。2001年峰段比例31.97%，剔除三班連續生產的電網基荷，綜合考慮商業、非居民照明、非工業普通工業等不可轉移負荷，通過峰谷電量測算，轉移負荷達到150MW，到2010年轉移高峰負荷達到了680MW，相當于一座中等規模火電廠的裝機容量。

（2）峰谷差滯后于最大負荷增長。2001年最大網供負荷1 765MW，年最大峰谷差506MW；2010年地區最大網供負荷8 293MW，年最大峰谷差1 710MW。2組數據對比可以看到，網供最大負荷增長了3.7倍，而最大峰谷差僅增長了2.4倍，最大峰谷差增長遠遠低于最大網供負荷增長。從年平均網供峰谷差率也可以清晰地看到，2001年為20.68%，2010年為8.84%。歷經10年，網供峰谷差率縮小了11.84個百分點。

（3）地區負荷率大幅度提升。伴隨著峰谷差率的不斷縮小，地區負荷率則呈顯著上升趨勢，由2001年的91.17%攀升至2010年的95.97%，提高4.80個百分點，顯示峰谷電價執行對于全社會電力資源配置的突出作用。

通過執行峰谷電價轉移高峰負荷，緩解了電網建設滯后帶來的供需失衡矛盾，相應釋放電力需求，達到了充分利用現有發電能力和調整負荷目的，保證了區域經濟保持平穩快速發展態勢，使地區經濟持久受益。表2為2000—2010年唐山地區執行峰谷電價后售電量比例。

3 綜合效益分析

3.1 降低用戶用電成本

從唐山地區大用戶執行峰谷電價的情況看，2000—2010年，對于10 kV以及35 kV等級大工業用戶執行峰谷電價后，調峰效益明顯。其中10 kV用戶累計減少電費44 199萬元，35 kV用戶減少電費6 554萬元。大用戶成為電網削峰填谷主力軍，也充分利用峰谷電價政策獲得了可觀收益，成為峰谷電價執行最為直接的受益者，大幅度降低了用電成本。

3.2 提高電網經濟運行水平

通過峰谷電價來實現負荷的轉移，電價激勵政策鼓勵更多的用戶主動參與削峰填谷，從而把高峰負荷降下來，電網負荷率逐年提高。負荷率的提高帶動設備利用率提高，減少輕載或低載運行，降低電網線損，提高了整個電網經濟運行水平。

3.3 減少或延緩電源及電網投資

通過強化需求側管理和科學調度，運用靈活的電價政策激勵用戶移峰填谷，能夠減少或延緩電力設施投資，提高電網的資產利用率和經濟效益。以唐山地區2010年轉移高峰負荷680MW為例，作如下主要經濟效益分析。

·減緩電源建設資金投資壓力，推動了節約型社會的建設。調峰電站綜合造價按6 000元/kW計算，通過峰谷電價杠桿作用，可降低高峰時段用電負荷680MW，相當于減少投入資金40.8億元。

·減少電網配套建設投入。按110 kV變電站計，2臺50MVA變壓器平均建設投入7 000萬元，至少需要建設7座110 kV變電站，相應配套費4.9億元，即可減少電網配套費用4.9億元。

4 結束語

通過峰谷電價政策措施引導用戶高峰時少用電，低谷時多用電，提高供用電效率，優化用電方式，可以在完成同樣用電功能的情況下減少電量消耗和電力需求，從而緩解缺電壓力，降低供用電成本。近期國家發展和改革委員會等六部委聯合下發的《電力需求側管理辦法》要求各級價格主管部門推動并完善峰谷電價制度。峰谷電價作為電力需求側管理的有效價格手段，為充分發揮對用電負荷的調節作用，促進社會資源的優化配置，保證發、供、用三方的合法權益，促進節能減排工作深入開展，起到了積極的推動作用。