电改九年观察 | 峰谷分时电价何去何从？

2024年3月15日是新一轮电改九周年，新一轮电改给电力行业带来方方面面的变化，在个别领域也发生了较大的变化，其中峰谷分时电价机制是深化新一轮电改过程中的一项重要内容。峰谷分时电价机制是国际通用的电价机制，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。虽然计划体制下的峰谷分时电价政策与市场环境下的峰谷分时电价政策目的一致，但是具体执行却有着本质区别，我国正处在传统计划体制向电力市场过渡的初期阶段，分时电价政策执行还存在一些问题需要更进一步的完善，才能充分发挥分时电价作用，否则分时电价政策执行效果将大打折扣。

国际上现行分时电价机制

世界上很多国家都实行峰谷分时电价政策，从20世纪70年代起，分时电价机制就开始在发达国家普遍采用，只是高峰、低谷时段的划分因各国地理、气候及电力系统负荷状况等因素而有所不同。

美国由州监管机构负责监督传统监管地区的公用事业公司如何制定电价(市场化售电公司不受限制，其他国家下同)，如加州的电价以三年为周期制定，一般包括两个定价阶段：第一阶段主要是确定公共事业公司的准许收入，第二阶段主要是计算向各种最终用户提供电力的边际成本，并依据边际成本制定用户电价套餐。分时电价机制采用季节差价和峰谷差价，以正确反映供电成本及控制高峰负荷。例如，截至2024年1月，PG&E公司提供两种分时费率计划(TOU-C和TOU-D)，TOU-C 计划的高峰定价时间为下午 4～9时，电价范围为每千瓦时38～62美分，峰谷电价比约为0.61:1。TOU-D计划的高峰时间仅限工作日下午 5～8时;夏季非高峰电费为每千瓦时45美分，高峰电费为每千瓦时59美分，冬季非高峰电费为每千瓦时46分，高峰电费为每千瓦时50美分，峰谷价差比分别为1.31:1和0.92:1。以上峰谷价差比例均远低于国内。加州公用事业公司还按照光伏发电曲线特性制定实施分时电价，鼓励加州人在下午4～9时之间有效使用电力，并在可能的情况下将使用时间转移到一天中更容易获得可再生能源(例如太阳能和风能)电力的时段。如图1所示，在加州批发市场中最低的批发电价出现在上午10时至中午，低于4美分/千瓦时，最高批发电价出现在晚上8时，超过13美分/千瓦时，峰谷比例也没有超过3.1:1。可见，零售市场的峰谷价差比小于批发市场的峰谷价差比(国内零售侧峰谷价差比高于批发侧峰谷价差比)。

图1 加州批发市场电价

Economy 10电表等类型。Economy 7电表与其他表计的主要区别在于可在白天和夜晚分别计费，在夜晚价格较低，低谷时段为连续的7个小时，一般在22:00～8:30之间，电表上会分行或通过按钮显示白天和夜晚电价;智能电表会提供详细的用电信息并会实时将用电信息传给供应商;Economy 10电表与Economy 7电表工作方式相同，但其计价中有10个小时(低谷)价格较低，低谷时段并不连续，一般为下午3小时1～4:00、傍晚2小时8:00～10:00、夜晚5小时12:00～5:00。以Economy 7为例，套餐将一天分为两段，即白天和黑夜，非高峰时电价为9.76便士/每千瓦时，高峰时电价为20.03便士/每千瓦时，峰谷价差比例为2.05:1。

澳大利亚能源零售商普遍为包括居民在内的用户提供分时电价套餐。根据所使用的电量和使用时间以及电网提供商的不同，各州套餐各有不同。居民和工商业用户均可执行分时电价，澳大利亚能源公司负责悉尼市及新南威尔士洲的供电业务，以其推出的套餐5Day Time of Use为例，仅周末峰谷时段存在差异，工作日周一至周五的时段划分相同，分时电价一般采用三段结构，即峰平谷三段。高峰期为夏季的下午2时至晚上8时(11月1日至3月31日)和冬季的下午5～9时(6月1日至8月 31日)，谷段为晚上10时至早上7时，其他时间均为平段。各类用户电价差别不大，体现了公平用电原则，全年的峰谷价差比例均没有超过3.2:1。

根据国外政府制定的分时电价政策可以看出，峰谷分时电价适用于政府管制的公共事业公司，市场化售电是基于批发侧电力现货市场实现的市场化分时电价。为适应可再生能源的发展，风、光等可再生能源发电高比例接入的国家对峰谷时段的划分也在引入“净负荷曲线”等适应性的调整措施。制定的分时电价套餐大部分峰谷比例也都在3.2:1以下，有国外研究表明，当峰谷价比超过4:1时，分时电价对峰荷削减的边际效应越来越小。

国内分时电价机制的现状与问题

我国峰谷分时电价机制实施较早，可以按照主要内容和特征分为三个阶段。

第一阶段：早在20 世纪 80 年代起，我国部分省市开始逐步实施峰谷分时电价制度，而后逐渐全面普及和推广，并逐步引入季节性尖峰电价与丰枯分时电价制度，应用省份范围不断扩大。由于当时电网统购统销的销售模式与电源结构的关系，峰谷时段划分是基于电网负荷划分的峰谷时段，分时电价政策在当时有效缩小了负荷峰谷之间的差距，缓解了当时的电力不足。但是，随着电力市场化改革深入推进及发用电特性发生深刻变化，原有粗放的、未考虑市场化的纯计划定价机制已不适用。

第二阶段：国家发展改革委印发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号，以下简称《通知》)，《通知》对我国分时电价政策提出了新的调整意见，这是我国第一个面向市场化的分时电价机制，全面完善了我国分时电价政策。在政策内容上提出了科学划分时段的思路，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性(大致相当于现货市场中调节机组的竞价空间)，在“峰谷电价价差比例”这一关键性政策参数上，以目前我国各省峰谷电价价差比例的平均水平为依据。在执行机制上对执行范围作出要求，主要面向工商业用户，根据电力现货市场建设进度，对市场化电力用户执行方式也给出了具体指导意见。在此阶段，目录电价在整个电力体制中具有标杆意义，很多经济行为都“锚定”了目录电价，比如分时电价就是在目录电价的基准上进行峰谷比例浮动。

第三阶段：在国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号，以下简称1439号文)之后，分时电价机制的“锚”和执行范围都发生了变化。随着1439号文的发布，工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。在山西、广东现货市场已转正式运行，其他试点地区市场持续完善迭代，非试点地区也在积极探索实践中的情况下，分时电价如何执行?没有现货市场就没有实物执行的分时环节，所以对于现货市场未运行地区及代理购电用户仍保留原有分时电价机制，防止用户峰谷特性恶化。如黑龙江、天津、青海等大部分地区以平段价格进行交易，以平段购电价格作为浮动基准，还有绝大部分地区即使是现货连续运行地区的代理购电用户都是采用以代理购电价格为基准，分别对高峰和低谷时段进行浮动的机制。目前执行的分时电价机制在当前市场中起到了一定的作用，但是根据未来电力市场的发展，现阶段的分时电价机制还存在以下三方面问题：

一是未全面实现科学的峰谷时段划分。全国除个别地区外都未采用净负荷曲线划分时段，大部分地区峰谷时段划分没有依据供需形势情况、边际供电成本不同而调整划分。只有少部分地区根据《通知》要求采用净负荷曲线进行了时段划分，增加了日间低谷时段，如甘肃、宁夏等地将谷时段全部放在了白天光伏大发时段，山东、蒙西、山西等地将午间部分时段调整为用电低谷时段。但是四川、重庆、湖南等大部分地区还是将主要谷时段划分在夜间23:00至早晨7:00之间，湖南、重庆等地将光伏大发的部分时段或整个时段划分为高峰时段。选取一个不能反映市场真实供需关系的时段作为峰谷价格的参照标准，不仅对于电力系统安全、经济运行带来不利影响，更不利于电力真实价格的发现和电力市场的健康发展。

二是分时电价损益的处理缺乏公平性。分时电价损益应该在执行分时电价的市场主体中共同分摊，现货运行地区市场化用户不应参加代理购电分时损益分摊。如山东提出要对分时电价收入单独统计，代理购电用户产生的购电价格峰谷损益纳入代理购电损益，由代理购电用户分摊分享。但还有部分现货运行地区进入市场的工商业用户的分时电价已由市场形成，而代理购电用户因执行分时电价政策产生的损益仍由全体工商业用户分摊分享。在设计分时电价时，基本原则是保持总体收入不变，不产生明显的超额收入，也不形成明显的亏空，避免增加用电成本或形成不公平负担。在实际执行过程中，受用户削峰填谷的积极性、调节能力大小等问题影响，分时电价的总收入与实际用电成本之间还是会产生差额。计划体制下，峰谷分时电价机制适用于全体工商业用户，但是这一政策的执行需要随市场的变化而变化;市场机制下，政府制定的峰谷分时电价仅适用于政府为售电业务设置的兜底环节——电网代理购电。

三是人为设置的峰谷价差比例持续扩大。峰谷差比例过大的设置只会产生过激励，最终效果适得其反，峰谷价差比例设置尽量保持与市场化结果近似。但是，目前各地均以不断扩大比例为单一导向，如新疆在平段电价基础上，高峰、低谷电价上下浮动幅度扩大至75%，峰谷电价差达7:1，山东、河北峰谷电价上下浮动幅度为70%，峰谷电价差达5.7:1。在目前现货连续运行地区，如甘肃、山西、山东、蒙西、广东，人为设置的峰谷价差分别是3:1、3.6:1、5.7:1、3.5:1、4.47:1;2023年现货价格发现的峰谷价差分别是1.98:1、2.45:1、2.16:1、3.34:1、1.38:1，除蒙西外，人为设置的峰谷价差与现货市场实际的峰谷价差均有不同程度的偏离。受行业特点、生产需求等因素影响，往往可调负荷的容量有限，即便是低谷时段电价再低也无法规模化进行填谷响应，所以峰谷价差并不是越大越好。随着储能技术的推广，分时电价的价差拉大只会促使工商业储能利用价差空间，实现“低电价时充电、高电价时放电”，大量不必要、不经济的储能因此进入市场，造成资源错配和低效，难以实现电力资源的优化配置。图2为2023年某现货地区现货价格走势，可以看到现货价格走势与峰谷时段划分的相关性及峰谷价差情况。

图2 2023年某现货地区现货价格走势

完善分时电价机制释放改革红利

随着新型电力系统建设的不断推进，灵活性需求受水电、风电、光伏出力的随机性和不可控性影响明显增加，需要从以下三方面健全完善分时电价机制，才能促进新能源消纳、保障电力供需平衡、服务市场主体发展、支撑新型电力系统建设，助力我国“双碳”目标的实现。

一是推进现货市场建设，充分发挥价格发现功能。当前，分时电价机制还在发挥着一定作用，还有存在的意义，从分时电价的含义来看现货市场的本质就是在体现分时电价的价值。电力现货市场遵循了产品交易规则，还原了电力商品属性，精细刻画每一时段的电能价值。未来，应坚持中长期市场与现货市场耦合，完善中长期交易机制，取消强制高比例签约和价格限制，签约分时价格的限制条件不再套用人为划分的固定时段和固定价差比例，通过现货价格发现电价的分时价值，从而引导市场价格形成。在市场的供需中发现价差比例，综合考虑地方的行业特点、生产需求等要素，让分时电价的红利完全传导至终端用户。

二是提升峰谷时段划分的科学性、合理性。根据市场建设程度不同而采用不同的划分方式，现货运行地区时段划分要依据市场的供需形成动态，非现货地区根据净负荷曲线划分。分时电价的效果与峰谷时段的划分有着重要的关系，只有较为精准地划分峰谷时段，才能取得满意的效果。由于新能源发电出力随机性、波动性强，预测难度大，不合理的时段划分容易出现市场交易价格曲线受新能源出力等因素影响产生价格波动较大、峰谷电价倒挂等现象，所以新型电力系统下的分时划分要考虑可再生能源发展的影响，引导用户的用电行为，主动适应新能源发展需要。通过净负荷曲线划分时段才能真正反映负荷对电力的需求，解决供给与需求、发电成本与用电成本倒挂的现象。同时还要考虑气候、季节、特殊用电时段等精准时段的划分。

三是建立有效的分时损益分摊分享机制。代理购电用户要承担自身产生的损益，而不是在全体工商业用户中进行分摊。现货运行地区工商业用户不执行分时电价，也就不会产生分时损益;非现货地区产生的分时损益应在市场化用户间进行分摊。代理购电是因海量中小型用户对市场的认识和交易能力不足，使这部分用户与市场建立一个缓冲期。现货市场连续运行的地区，直接参与市场交易的工商业用户的分时电价需要由市场化电价形成，应尽快取消按固定浮动比例进行峰谷电价结算。若代理购电价格未分时，待结算时，代理购电用户的分时电价根据基础电价(市场化代理购电价格)与各地区统一规定的浮动比例确定，电网代理购电用户产生的分时电价损益，向代理购电用户按月分摊分享，而不是全体工商业用户。其他地方应加快电力现货市场建设，代理购电用户和直接参与市场交易的工商业用户产生的分时电价损益，分别向两类用户中执行分时电价政策的用户按月分摊分享。根据市场建设的进度，应坚持公平的基本原则“谁收益、谁承担”，对分时损益进行合理分摊分享。

分时电价机制在我国电力改革道路上扮演着重要角色，随着电力市场建设的脚步不断加快，新一轮电改正处在能源转型发展与市场化改革“两期叠加”的时期，要让市场发挥资源配置的决定性作用，以及更好地发挥政府的作用。在较长的一段时间内，分时电价机制因为代理购电用户的存在还不会从历史的舞台上消失，所以要坚持完善分时电价机制。习近平总书记在黑龙江考察调研期间指出：“整合科技创新资源，引领发展战略性新兴产业和未来产业，加快形成新质生产力”。创新的核心内涵是以科技创新为引领，推进理念创新、制度创新、管理创新、文化创新等各方面的全面创新。显然，分时电价机制改革属于管理创新，也就属于新质生产力的一部分，要发挥好管理创新在创新驱动中的独特作用，以管理创新的提升推动分时电价的发展。