筑牢数字双碳底座实现碳达峰、碳中和，能源是主战场，电力是主力军。

这也意味着我们放弃能源价格低廉这一限定条件，也就是更充分的电力市场化。从实际出清结果来看，甘肃6月的电力市场价格明显上涨。

深入分析就不难发现，十三五期间开始，我国的发电与用电特性都在悄然发生变化。相关电力市场化改革正在做着尝试。截止14日当天，全国已经有11个省级电网负荷创历史新高。如果要避免这种情况，势必要加强省内或者区域内的火电建设。这直接导致了我国电力供给能力的增加跟不上用电负荷的增长。

但实际上，从今年1月的寒潮到7月高温天气，我国电力供给在极端天气面前越来越脆弱，反映出了我国电力供给出现了结构性的问题。中电联2017、2018年发布的全国电力供需形势分析预测报告中，明确提出火电企业面临大规模亏损风险。统调发受电量108.77亿千瓦时，同比增长26.19%。

市场结算情况7月，直接交易结算电量33.47亿千瓦时，同比上升31.42%，平均购电价让利0.2231分/千瓦时。市场注册情况7月，交易平台新增市场主体81家，其中售电公司2家，电力用户79家。交易成交情况7月，组织了2021年8月电力直接交易，共成交电量为5.34亿千瓦时，平均购电价让利0.189分/千瓦时，其中：大用户成交电量0.03亿千瓦时，售电公司成交电量5.31亿千瓦时。第二产业用电量87.96亿千瓦时，同比增长24.7%（工业用电量85.83亿千瓦时，同比增长25.62%）。

第三产业用电量29.21亿千瓦时，同比增长17.85%发电权交易7笔，交易电量5.16亿千瓦时，其中：市内交易3.32亿千瓦时，市外交易1.84亿千瓦时。

发购电情况7月，市内统调发电量71.20亿千瓦时，同比增长53.12%，其中：火电43.67亿千瓦时，同比增长134.14%。偏差超过3%的电力用户11家，占比91.67%，偏差电量共计-0.02亿千瓦时。供需态势7月，统调最高负荷2144万千瓦，同比增长20.36%。水电25.29亿千瓦时，同比减少2.53%。

交易成交情况7月，组织了2021年8月电力直接交易，共成交电量为5.34亿千瓦时，平均购电价让利0.189分/千瓦时，其中：大用户成交电量0.03亿千瓦时，售电公司成交电量5.31亿千瓦时。截止7月底，累计结算直接交易电量201.05亿千瓦时。风电1.79亿千瓦时，同比增长16.84%。光伏发电0.46亿千瓦时，同比增长21.77%。

重庆电网高峰负荷时段电力供应紧张，但未出现拉闸限电情况。第三产业用电量29.21亿千瓦时，同比增长17.85%。

其中，第一产业用电量0.58亿千瓦时，同比增长50.5%。统调发受电量108.77亿千瓦时，同比增长26.19%。

市场结算情况7月，直接交易结算电量33.47亿千瓦时，同比上升31.42%，平均购电价让利0.2231分/千瓦时。第二产业用电量87.96亿千瓦时，同比增长24.7%（工业用电量85.83亿千瓦时，同比增长25.62%）。其中：电力用户直接交易0.25亿千瓦时，售电公司代理直接交易33.22亿千瓦时。截止7月底，累计已成交电量为371.79亿千瓦时。市外购电33.98亿千瓦时，同比下降10.30%。截至7月，统调发电设备利用小时数2241小时，同比增加631小时，其中：火电（含煤电、燃机、生物质发电）2318小时，煤电2343小时，水电2472小时，风电1157小时，光伏427小时。

市场注册情况7月，交易平台新增市场主体81家，其中售电公司2家，电力用户79家。全社会用电量7月，全市全社会用电量134.16亿千瓦时，同比增长20.52%。

服务情况7月，电力交易大厅接待102人次、完成问询答复158人次、受理业务409家次，其中：售电公司用户绑定179家次，售电公司注册资料审核11家次，电力用户变更审核及生效72家次，电力用户注册审核147家次。偏差情况7月，偏差超过3%的售电公司51家，占比91.07%，偏差电量共计1.81亿千瓦时。

截至7月底，交易平台注册市场成员共计6064家，同比增加41.55%，其中，电力用户5850家（89321户），发电企业37家，售电公司177家复工进场后，严格执行方案步骤，选取最近一次市县配网主站断面数据迁移导入新主站，加班加点一次完成设备迁柜、综合布线、系统并机等一系列复杂有序的工作，最小化减少系统切机并轨时长，减少终端离线时间和设备异动未实时同步影响，最大限度保障配网主站功能正常。

新旧配网主站系统成功并轨运行，实现了前置服务器同时向新、旧主站发送终端数据，标志着烟台配电自动化深化应用进入市县一体化管控新阶段，预计年底前完成市县一体新一代配电自动化系统的全功能投入和正式投运。针对6家东方主站县公司、4家许继主站县公司系统不兼容、终端体量巨大、终端接入方式复杂、设备异动和PMS图模运维层次不齐的现状，定制差异化的主站建设实施方案，采取图模导入、图模拼接、图模绘制等多种技术路线，依托集中办公、远程工作站运维、主站建设进度平台线上管控等多种组织形式，经过市、县公司专人专岗4个月的连续攻坚，提前完成6家东方主站县公司主站数据迁入市公司主站系统，同步完成县公司变电站数据网直采调试接入。8月8日，随着国网烟台供电公司直供区4000余台配网终端在新一代配电自动化主站系统成功上线，10套县域远程工作站同步启用，烟台新、旧两套配电自动化主站系统全面并轨运行，标志着烟台市县一体新一代配网主站顺利建设完成，正式进入双轨试运行阶段。下一步，烟台供电公司将继续高标准建设新一代配电自动化主站，精心做好主站系统市县培训、系统运维和配电自动化实用化应用支撑工作，保障烟台市县配网故障防御能力持续提升。

自7月28日开始，烟台供电公司配电自动化班与主站厂家技术团队组建建设小组，启动配网主站进场施工工作。烟台市县一体新一代配电自动化主站建设项目是烟台供电公司2021年重点工作之一，该公司超前谋划部署，组织运检部、调控中心、供电服务指挥中心、互联网部反复会商研讨，制定统一的主站建设方案。

建设小组每天两点一线，严格遵守疫情防护要求，紧抓停工复工每一分每一秒，居家观察期间连续进行4次线上讨论，推演每一步操作顺序、推敲每一根网线位置，修订新系统上线并机方案和应急保障方案最大峰谷差率超过40%意味着最低负荷仅为最高负荷的60%，绝大部分可调控机组需要在日内大幅度调整出力，发电资源利用效率明显偏低。

7月以来，受持续高温天气影响，全国用电量持续攀升。分时电价政策做了哪些完善科学的分时电价机制能够降低发供用电成本，实现多方共赢。

（作者单位：国网能源研究院有限公司财会与审计研究所）。明确分时电价执行范围《通知》明确，将分时电价范围扩大到除电气化铁路以外的执行工商业电价的电力用户，有条件的地方，按程序推广居民分时电价。江苏省自2018年以来开展春节、国庆假期填谷需求响应，对参与响应的电力用户给予经济补偿，提升新能源发电利用率，市场机理与深谷电价基本一致。需要说明的是，负荷最高的时点不一定是边际成本最高的时点，需要各省结合具体情况考虑。

《通知》还首次提出深谷电价机制，主要针对电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方。政策的出台直面当前各地电力平衡难点，也为今后电力供需双方签订带分时曲线的中长期合同提供了有力的指导，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障系统安全稳定经济运行提供了政策支撑。

对于电网企业，可以降低电网的投资成本和运行成本，缓解电网安全稳定运行压力。对于发电企业，可以降低为调峰而增加的成本。

对于用电主体，高峰时段少用电、低谷时段多用电，有利于降低用电成本。对于光照条件好、光伏发电装机比重高的地区，未来很可能将午间作为分时电价低谷时段。