加强电力产供储销体系建设 做好2021年电力中长期合同签订工作

12月2日，国家发改委网站发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，加强电力产供储销体系建设，推进电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障电力市场高效有序运行。

与2019年12月30日发布的《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》相比，最核心变化是推动中长期分时段签约和拉大峰谷差价。中长期带曲线旨在为电力现货市场铺路，与现货市场无缝对接。

《通知》要求各地政府主管部门、电力企业、交易机构要高度重视2021年电力中长期合同签订工作，做好省内和跨省跨区电力中长期交易（含优先发电）合同签订的组织协调，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

充分发挥电力中长期合同的规避风险作用。各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同特别是年度及以上中长期合同，结合实际确定2021年年度及以上中长期合同签订工作目标，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%-95%。

《通知》指出，鼓励参与交易的市场主体通过协商，分时段约定电量电价，签订电力中长期合同，赋予中小用户自主选择是否签订分时段合同的权利。对具备条件的、年购电量500万千瓦时以上的电力用户及售电公司，鼓励签订分时段电力中长期合同；年购电量500万千瓦时以下的电力用户及售电公司，可自主选择是否签订分时段电力中长期合同。未参与市场的经营性电力用户、优先发电企业也需参照中长期合同签约的相关要求，由电网企业与用户或发电企业签订合同。

明确优先发电计划分时段电量。各地政府主管部门在制定本地区年度优先发电计划时，鼓励根据本地区中长期交易时段划分，确定优先发电分时段电量，实现优先发电与市场的衔接。对于风电、光伏发电和水电等较难精准预测的电源，可适当放宽要求，但应在分月生产计划安排之前完成时段电量分解。跨省跨区的优先发电计划和市场化送电，也鼓励通过送受双方协商，确定分时段电量。

而在“拉大峰谷差价”板块，《通知》明确：交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。上下浮动比例由购售电双方协商确定，也可以执行政府主管部门推荐的相关标准。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。市场初期，为保证市场平稳健康有序，各地政府主管部门可根据需要制定分时段指导价，指导价的峰谷差价应不低于已有目录电价的峰谷差价。

自2016年以来，国家多次出台政策和文件要求完善分时电价，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。

峰谷电价得到推广的原因主要有两方面。一方面，通过执行峰谷电价，工商业、大工业用户可主动通过调整生产班次、改进工艺，将可转移的高峰电费负荷移到了谷段和平段，降低用能成本。另一方面，随着市场经济发展，电力需求不断扩大，若满足所有用户都在高峰时段用电需求，就必须不断投资建设大量的电厂、输配电设备和线路，然而在用电低谷时段，大量的电厂和输配电设备就转为闲置备用。而执行峰谷分时电价则有利于降低电力投资和单位供电成本。

目前用户侧储能利用峰谷电价差套利是较为成熟的应用模式，在低谷电价充电、在高峰时段放电，将电力需求转移可以节省用户电费，同时也避免了电网方面的投资。而据此前相关报道，当电价差达到0.6~0.7元/千瓦时以上，企业就可以通过储能系统实现峰谷套利。而随着近两年储能成本快速下降，电价差套利的门槛也可能随之下降。

近期各省都在陆续调整2020-2022年输配电价和销售电价，其中部分省份提出拉大峰谷电价差，并鼓励储能应用。尤其值得注意的是，各省份的峰谷平电价时段也有调整，这将对储能市场更为有利。