夏日里最常见的，莫过于“用电负荷再创新高”的新闻了，今年也不例外。8月3日，国家电网用电负荷达8.75亿千瓦，创历史新高。西南电网和湖北、陕西、四川、重庆电网用电最大负荷分别达到7657万千瓦、4343万千瓦、3074万千瓦、5192万千瓦、2435万千瓦。

　　

　　在许多人眼中，用电量一直被视为经济“晴雨表”，从区域用电量中甚至能感知到区域经济的“温度”与“亮度”——主要经济指标稳中向好、特别是新型产业加速发展和居民消费活跃，往往会带动企业用电持续较快增长。

　　

　　比如，在2020年第一季度，山东、江苏、浙江用电量就十分亮眼，纷纷突破1000亿千瓦时，而2020年我国各省市GDP排行榜前三名中就有两名来自其中。

　　

　　2021年第一季度，我国GDP同比增长18.3%，全社会用电量累计19219亿千瓦时，同比增长21.2%。虽然近两年疫情影响颇多，但我国GDP和用电量仍能取得两位数的增长，与我国经济的强大韧性和活力不无关联。

　　

　　正因如此，用电量也长期被视为反映各国各地经济走势的“风向标”。哪个地方的GDP高，则一定程度上代表着当地生活水平较高，继而用电量也高；反之，GDP低的地方，人们的生活水平亦较低，舍不得用电的情况则更为普遍。

　　

　　长期以来，东部发达地区的用电量“一骑绝尘”，东西部地区的经济差距“肉眼可见”。而近年来，中西部地区激增的用电量为其经济发展方向带来了新的解读。

华能铜川照金电厂

　　

　　2020年，西部地区用电增速领先，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全国共有27个省（区市）用电量为正增长，其中，云南、四川、甘肃、内蒙古、西藏、广西、江西、安徽等8个省（区）增速超过5%。

　　

　　2019年上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.3%、6.4%、7.3%和3.5%，中部和西部地区增速领先于东部和东北地区，西藏、内蒙古、广西的用电量增速位居前3位，分别为16.6%、12.1%、10.9%。

　　

　　中国电力企业联合会行业发展部副主任叶春曾在采访中说到：“过去是东部和沿海发达省份用电‘跑得快’，现在已经改为西部和中南部省份‘领跑’电量增长。除了基数较低因素，主要是脱贫攻坚、‘补短板’等拉大基础设施建设。此外，还有城镇化率和居民家用电器水平提高，以及原生态环境带动旅游消费增长。”

　　

　　虽然逐年攀升的用电量无时无刻不彰显出经济发展的新活力，但也将用电压力问题重新摆上桌面——因电力系统超负荷运行带来的“停电”经常在最热或最冷的季节上演。

　　

　　以西安为代表的因超负荷用电而频繁停电城市逐年增多。通过汇总国家能源局每月发布的《12398能源监管热线投诉举报处理情况通报》，不难看到，2021年前5个月，陕西被“投诉举报”的数量排名高居第一，而通常在这些被投诉举报的能源行业中，电力行业投诉举报数量会占据98%左右。

　　

　　当然，不同城市的电力承载能力不尽相同，据统计，西安的最大用电负荷达922万千瓦；郑州为1126万千瓦；武汉则达到了1304万千瓦……在追赶超越的过程中，西安的电力承载力与许多几乎同等体量的城市差距明显。

　　

　　但即便如此，一味提高电力承载能力依然很难被视作唯一可行的解决方式，经济发展对电力的需求只增不减，且用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，无疑对削峰填谷、保障电力安全经济运行的挑战越来越大。

　　

　　7月中旬，继广东、江苏电网之后，浙江电网最高用电负荷也突破1亿千瓦，相当于超过4个三峡电站满负荷发电才能满足其需求。

　　

　　此时，“分时电价机制”成为提高用电承载能力之外，应对用电压力最为有效的措施之一。

　　

　　从定义上来看，“分时电价”是指按系统运行状况，将一天24小时划分为若干个时段，每个时段按系统运行的平均边际成本收取电费。分时电价具有刺激和鼓励电力用户移峰填谷、优化用电方式的作用。

　　

　　早在上世纪80年代初，我国就逐步在各地推行分时电价机制。截至目前，已有29个省份实施了分时电价机制，但各地分时电价机制在具体执行上有所不同。

　　

　　例如，各地普遍按日划分峰、平、谷时段，执行峰谷分时电价，早晨、黄昏是峰值时段，夜间居民睡觉期间则为低谷时段，而部分省份在此基础上增加了尖峰时段；四川等地按月划分丰水期、枯水期，对电力供应紧张的枯水期进一步执行丰枯电价；上海等地按季划分夏季、非夏季，对盛夏用电高峰期执行更高的季节性电价。

　　

　　7月29日，国家发改委发布了《进一步完善分时电价机制的通知》（以下简称《通知》），对现行分时电价机制作了进一步完善，要求各地科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差。

　　

　　《通知》将全天24小时划分为“高峰、尖峰、平段、低谷、深谷”等比之前更为细致的不同时段，不同时间段，电价甚至差3到4倍之多。

　　

　　正因如此，许多人认为这表明十几年不变的电费要涨价，更有人为此算了一笔经济账：按照1.5P、制冷功率为1000W左右的空调计算，按照未分时且单价为0.542元/度的情况计算，24小时的电费为13元；但若抽出下午两小时作为高峰时段，按照高峰电价为居民电价的4倍计算，24小时的电费则将上升至16元。

　　

　　上涨的3元钱被看作是电价调整后电费上涨的证据，但实际情况并非如此。按照目前以出台居民峰谷电价政策的14个省份来看，一些地方仅设定了平段电价与谷段电价，并未设定高峰电价，部分地区还允许居民用户自行选择是否执行峰谷电价。对于本身用电量较大的企业来讲，如果能在低谷时段多用电，电费还会大幅度减少。

　　

　　而将电价进行如此细致的时段划分，究其根本，离不开供需和成本的分析逻辑。在夜晚这样的用电低谷期，发电厂只需运行成本较低的发电机组就能保证用电，因此供电成本也更低，较少的电费就能覆盖成本；反之，在用电成本较高的高峰期，则需要更高的电费以覆盖高昂的发电成本。

　　

　　因此，鼓励用户在低谷时期多用电，尖峰时期少用电的分时电价，不仅可以将高峰时期的用电压力适当分流，保障电力系统的稳定和安全，同时对减少发电成本，平衡用电供需功不可没。

　　

　　用电供需矛盾长期存在，但在今时今日，并非新鲜事物的分时电价机制却显得万分迫切。

　　

　　回头来看，以往的分时电价政策在落实过程中的确出现了一些亟需解决的问题——其中包括部分省份峰谷时段划分准确性不足、峰谷电价价差仍有拉大空间、季节性电价和丰枯电价仍需健全、分时电价覆盖范围较窄、缺乏动态调整机制、与电力市场衔接不充分等问题。因此，有必要适应新的形势要求和市场变化，及时完善分时电价政策。

　　

　　除此之外，更为重要地是，完善分时电价机制有利于在“双碳”目标绿色约束以及电力体制改革加快推进下充分发挥分时电价信号作用，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。

　　

　　我国曾在2015年承诺将在2030年实现碳排放达到顶峰，即“碳达峰”；并在2020年的联合国大会上宣布将在2060年达到“碳中和”，即通过节能减排抵消自身产生的碳排放，以实现“零排放”。

　　

　　在《2020年排放差距报告》中，2019年全球碳排放最大的四个部门分别是能源（主要是发电）、工业、交通（主要来自于汽车、飞机），和农业，其中，发电几乎称得上是“第一大碳排放行业”。

　　

　　今年7月，全国碳排放权交易市场正式启动上线交易，超过2200家发电企业被纳入重点排放单位名单，我国将成为全球最大的碳交易市场。

　　

　　根据公开数据显示，在我国夏季7、8月为用电高峰期间，从发电结构来看，我国电力供给主要来自于火电和水电，火电发电量甚至占比约70％，水电占比约20％，风电、太阳能发电仅占比约5％，核电及其他形式发电占比约5％。

　　

　　因此，要实现碳中和，首先要在碳排放总量最高的发电领域减少煤炭火力发电，更多使用光伏、核电、风力、水力等清洁或可再生能源发电。

　　

　　从经济上看，节能的产品往往都需要先进的技术，而先进的技术需要较大的成本投入，因此，清洁能源发电所占比例越大，电价也会随之变高。除政府补贴之外，电价加价将成为大势所趋。

　　

　　今年5月，国家发展改革委印发了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，其中提出“到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善”等总体目标，着力深入推进电力等能源价格改革，完善相关电力价格形成机制，积极助力“双碳”目标实现。

　青海-河南±800千伏特高压直流工程

　

　　从全球来看，目前为止，全世界至少有超过25个国家和地区承诺，到2030年彻底停止使用煤炭发电，而我国的电价在全世界范围内长期处于中等偏下的位置。因此，进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，将为新型储能发展创造更大空间，这无疑对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有不可替代的积极意义。(文/记者  王薇)