探索新形势下分时电价政策发展路径

导语

分时电价体系作为引导用户用电行为的一项电价政策，随着多年价格与市场的演进发展，持续发挥价格杠杆作用，调节电力供求，优化资源配置。但当前由于双碳目标提出、新型电力系统建设、电力市场化改革推进，能源生产与消费两端发生重大变化。因此，分时电价政策应思变，顺应时代发展需求与趋势，进而求索，探索新形势下分时电价政策发展路径，从而更好地推动新型电力系统发展，助力“双碳”目标实现。

分时电价政策缘起变迁

分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制，最早在1984年，由原水利电力部陆续批准在福建省、西南及华中地区试行分时电价。1987年起，实行峰谷分时电价，峰谷价差一般在2～4倍。自1999年，国家经贸委提出大力推行峰谷分时电价，逐步引入季节性尖峰电价与丰枯分时电价制度，应用省份范围扩大，该阶段分时电价政策很好地减少负荷峰谷差距，缓解当时电力不足。

2003年起，国内开始出现电力短缺，个别地方缺电情况突出，负荷峰谷差距逐渐变大，导致低谷时段电能供应充裕，高峰时段因供电不足而限制用户用电，该阶段峰谷分时电价得到大力推行，制度注重科学合理、合适公平，通过用户范围、峰谷时段划分以及峰谷电价比的完善，缓和当时高峰时段电能供应不足。

分时电价作为利用用户对于电价的响应来引导用户错峰用电，实现电力系统负荷削峰填谷目的的措施，自1984年试点实施以来不断完善迭代，在历史时期发挥了重要作用。

但近年来，随着电力市场化改革深入推进以及发用电特性发生深刻变化，2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），提出充分发挥电价信号作用，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。截至目前，已有29个省份陆续发布完善分时电价政策，各地在具体执行上有所不同。

图1 分时电价历史沿革

分时电价政策应时思变

近年来，双碳目标的提出对经济发展提出了更高的要求，也对能源领域的创新发展提出了更高的要求，在此基础上，电力系统定位发生了深刻变化。

习总书记明确要构建“以新能源为主的新型电力系统”，基于新能源分布式、暂态、不稳定状况下结合市场驱动对新型电网系统安全稳定运行做出保障。

与此同时，以分布式新能源发展与电力体制改革深化推进，使得能源生产与消费两端发生重大变化，需进一步优化电价体系产生市场动力，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。

发电侧新能源比重上涨，适应源荷互动与市场驱动的分时电价仍待完善。随着新型电力系统建设，灵活性需求受水电、风电、光伏的出力随机性和不可控性影响明显增加，要求充分调动灵活性资源参与电力系统资源整体优化配置，但当前受制于灵活性资源短缺和电力运行机制相对僵化，我国灵活性资源明显未得到有效释放。

到2022年底，我国可再生能源发电装机达12.13亿千瓦，占总发电装机容量的47.3%，同比上涨2.5%。传统的“源随荷动”平衡方式转变为“源荷互动”，亟需从电力系统各环节激发保障灵活性资源供应。

由于发电侧新能源发电出力随机性、波动性强，预测难度大，与传统基于常规电源划分的峰谷时段不匹配，因此，在时段划分上部分省市增加了日间低谷时段，甘肃将谷时段全部放在了白天，山东还按季节划分了深谷时段。

同时，随着电力市场化建设，市场交易价格曲线受新能源出力等因素影响存在价格波动较大、峰谷电价倒挂等现象，导致与传统峰谷分时电价时段划分上存在错位，分时电价需进一步优化峰谷时段，促进计划与市场价格体系有序衔接，形成市场驱动促进可再生能源消纳。

电网侧负荷峰谷特性变化，利于削减尖峰的电价机制尚未全面建立。各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，部分地区年峰荷逐年攀升，屡破历史最高水平，保障电力系统安全稳定运行面临更大挑战。

然而，全年实际负荷超过最大负荷97%的时长不多，对应的电力容量长期处于闲置状态，有效地削峰将减少系统投资及维护支出。分时电价体系设立初期就已经考虑了缩减峰谷差的整体目标，期望有效缩减为极小部分尖峰负荷而产生的大量传统电厂和电网投入。

目前，尖峰电价机制尚未全面建立，为此，多数省市设置了尖峰时段，其中大部分根据季节性设定，但要更好地适应电力系统峰谷特性变化等新形势，分时电价还需要进行持续的调整与优化。

用户侧市场机制有待完善，分时电价激励新市场主体发展作用有待提升。分时电价体系在制定之初并没有考虑分布式能源、电动汽车等能源领域新元素的出现与发展，以往的峰谷价差激励作用不够明显，无法为风电、光伏、新型储能等系统调节能力提供更大空间；无法兼顾系统峰谷差相对小的地方，造成不必要的峰谷电价价差拉大，影响用户正常用电。

顺应新局势，各省市陆续开始合理拉大峰谷电价价差，高峰与低谷电价比值普遍超过3倍，近半接近或超过4倍，其中山东与河北南网的峰谷价差比更达到5.67倍，呈现出峰价更高、谷价更低的态势。

但从全国整体来看，仍存在时段划分不够准确、峰谷电价价差仍有拉大空间、尖峰电价机制尚未全面建立，以及分时电价缺乏动态调整机制、与电力市场建设发展衔接不够等问题。通过分时电价体系优化后产生的市场空间，能够推动储能技术在能源生产侧和消费侧的快速应用，运用技术的迭代发展和市场的利益驱动，将发展带来的困难通过市场机制加快解决。

图2 电力供需形势变化

随着新型电力系统建设深入推进，要持续优化完善适应新时代新变化新需求的分时电价，形成市场驱动力，在提高电力系统整体灵活性、鼓励技术与业态创新方面将发挥关键作用。

分时电价政策发展求索

为更好地适应新形势新需求，推动分时电价释放更精准、更有力地配置信号，在当前分类电价、市场化交易电价机制基础上，动态完善销售侧分时电价机制，推动全体工商业用户执行峰谷分时电价、有序将居民用户纳入尖峰电价执行范围，动态调整尖峰、峰谷时段，逐步拉大峰谷价差，健全新兴主体分时价格机制，促进新能源消纳、保障电力供需平衡、服务新市场主体发展，支撑新型电力系统建设，助力我国“碳达峰、碳中和”目标实现。

图3 分时电价政策发展探索

路径一：构建负荷调节资源池，持续扩大执行范围

随着电力系统对负荷调节能力的需求加大，依据工商业用户的实际用电需求、居民农业用户执行分时电价趋势及遵循电价政策精细化的要求，可持续推出进一步扩大执行范围的分时电价，调整后的电价政策应明确面向各类客户全面推广峰谷电价，构建更广泛的负荷调节资源池。

执行范围应视政策执行难度逐步推行，实现全体工商业用户刚性执行分时电价，并将居民用户有序纳入尖峰电价执行范围，为占比日益提高的居民电量提供用电行为引导工具，如浙江就明确提出自2024年起一般工商业全部执行分时。

路径二：平衡用电高峰供需，动态调整时段划分

（1）随供需变化动态调整。考虑新能源比重提升带来的电力供给变化，可建立系统化的动态调整机制来调整分时电价峰段划分，用以解决电价与电力供需情况不匹配的状态。

统筹考虑用户侧负荷高峰与发电端出力高峰，以及系统电力成本，电网公司等市场主体可开展定期评估与预测，给电力系统“把脉”，将电力供需在时序上的差异纳入到电价信号中，若评估表明现有分时电价和电力系统脱节，及时促进分时电价标准的调整。确保分时电价的高峰时段可以贴合电力系统供需较为紧张的时段，同时及时跟进电力成本变化。

如美国加州近年出台了系统化的动态调整机制来调整分时电价峰段划分，规定覆盖全州的三大售电公司每三年就要上交相关数据并进行评估，以确保分时电价设计和系统边际成本相符。

（2）随区域产业差异调整。在分时电价设定时，可以看出各省存在明显差异，但未考虑到省内各区域优势产业不同，导致需求高峰时段同样存在差异。因此，随着各地价格主管部门对分时电价实施条件和效果有更准确的把握，可考虑结合用电特征灵活制定分时电价。

（3）随市场变化动态调整。随着市场建设成熟与电网的计量结算条件提升，探索建立动态分时电价，时段划分更加精细化，如以15分钟为间隔实现更高的精度计量，英国曾率先提出针对一些大的工业用户将一天划分为48个时段，半小时为一时段，电价根据发电方系统的生产成本而实时变化。

同时，加快分时电价时段调整频率，特别针对用电高峰与尖峰时段，时段设置可根据实际供需情况，目前山东已经建立跨年和跨月的峰谷时段调整机制。

图4 动态调整时段划分路径图

路径三：加大政策实施力度，按需制定峰谷价差

从各省价差来看，多数地区对峰谷价差进行了调整，拉大了峰谷价差比。价差直接作为直接关系用户感受的指标，需统筹考虑峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力、用户用电行为等因素，重点关注负荷缺口，考虑价差随缺口增加逐步加大。

此外，可探索高峰价格随市场变化的分时电价，即提前设定不同的价格分段，高峰价格随市场情况变动。在芬兰，用户可以选择动态分时电价套餐，由零售供应商向参与市场化交易的电力用户提供动态定价，价格根据北欧电力交易中心的现货价格制定。

路径四：促进新兴主体发展，探索配套电价机制

分时电价应根据用户类型和场所确定执行标准，电动汽车充换电设施、新型储能等作为用户侧新兴主体，具备非常大的分时调节潜力。山东提出了对居民电动汽车充电桩实行分时电价，探索建立与电力市场化运营相配套的新兴市场主体价格机制，通过调控设施的充放电功率和时间，制定合理的价格区间，显著降低对电网最大负荷的影响，促进需求侧资源的协调运行。

结语

本文初步探索了分时电价政策的完善，还需结合各地实际情况进一步深化研究和落地实施，通过分时电价机制的完善，更好地发挥价格杠杆作用，为电力系统的绿色转型提供坚实基础，进一步助力“双碳”目标达成。