2024年3月15日是新一輪電改九周年，新一輪電改給電力行業(yè)帶來方方面面的變化，在個別領(lǐng)域也發(fā)生了較大的變化，其中峰谷分時電價機制是深化新一輪電改過程中的一項重要內(nèi)容。峰谷分時電價機制是國際通用的電價機制，是引導(dǎo)電力用戶削峰填谷、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行的一項重要機制。雖然計劃體制下的峰谷分時電價政策與市場環(huán)境下的峰谷分時電價政策目的一致，但是具體執(zhí)行卻有著本質(zhì)區(qū)別，我國正處在傳統(tǒng)計劃體制向電力市場過渡的初期階段，分時電價政策執(zhí)行還存在一些問題需要更進一步的完善，才能充分發(fā)揮分時電價作用，否則分時電價政策執(zhí)行效果將大打折扣。

國際上現(xiàn)行分時電價機制

世界上很多國家都實行峰谷分時電價政策，從20世紀(jì)70年代起，分時電價機制就開始在發(fā)達(dá)國家普遍采用，只是高峰、低谷時段的劃分因各國地理、氣候及電力系統(tǒng)負(fù)荷狀況等因素而有所不同。

美國由州監(jiān)管機構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)督傳統(tǒng)監(jiān)管地區(qū)的公用事業(yè)公司如何制定電價(市場化售電公司不受限制，其他國家下同)，如加州的電價以三年為周期制定，一般包括兩個定價階段：第一階段主要是確定公共事業(yè)公司的準(zhǔn)許收入，第二階段主要是計算向各種最終用戶提供電力的邊際成本，并依據(jù)邊際成本制定用戶電價套餐。分時電價機制采用季節(jié)差價和峰谷差價，以正確反映供電成本及控制高峰負(fù)荷。例如，截至2024年1月，PG&E公司提供兩種分時費率計劃(TOU-C和TOU-D)，TOU-C 計劃的高峰定價時間為下午 4～9時，電價范圍為每千瓦時38～62美分，峰谷電價比約為0.61:1。TOU-D計劃的高峰時間僅限工作日下午 5～8時;夏季非高峰電費為每千瓦時45美分，高峰電費為每千瓦時59美分，冬季非高峰電費為每千瓦時46分，高峰電費為每千瓦時50美分，峰谷價差比分別為1.31:1和0.92:1。以上峰谷價差比例均遠(yuǎn)低于國內(nèi)。加州公用事業(yè)公司還按照光伏發(fā)電曲線特性制定實施分時電價，鼓勵加州人在下午4～9時之間有效使用電力，并在可能的情況下將使用時間轉(zhuǎn)移到一天中更容易獲得可再生能源(例如太陽能和風(fēng)能)電力的時段。如圖1所示，在加州批發(fā)市場中最低的批發(fā)電價出現(xiàn)在上午10時至中午，低于4美分/千瓦時，最高批發(fā)電價出現(xiàn)在晚上8時，超過13美分/千瓦時，峰谷比例也沒有超過3.1:1。可見，零售市場的峰谷價差比小于批發(fā)市場的峰谷價差比(國內(nèi)零售側(cè)峰谷價差比高于批發(fā)側(cè)峰谷價差比)。

圖1 加州批發(fā)市場電價

Economy 10電表等類型。Economy 7電表與其他表計的主要區(qū)別在于可在白天和夜晚分別計費，在夜晚價格較低，低谷時段為連續(xù)的7個小時，一般在22:00～8:30之間，電表上會分行或通過按鈕顯示白天和夜晚電價;智能電表會提供詳細(xì)的用電信息并會實時將用電信息傳給供應(yīng)商;Economy 10電表與Economy 7電表工作方式相同，但其計價中有10個小時(低谷)價格較低，低谷時段并不連續(xù)，一般為下午3小時1～4:00、傍晚2小時8:00～10:00、夜晚5小時12:00～5:00。以Economy 7為例，套餐將一天分為兩段，即白天和黑夜，非高峰時電價為9.76便士/每千瓦時，高峰時電價為20.03便士/每千瓦時，峰谷價差比例為2.05:1。

澳大利亞能源零售商普遍為包括居民在內(nèi)的用戶提供分時電價套餐。根據(jù)所使用的電量和使用時間以及電網(wǎng)提供商的不同，各州套餐各有不同。居民和工商業(yè)用戶均可執(zhí)行分時電價，澳大利亞能源公司負(fù)責(zé)悉尼市及新南威爾士洲的供電業(yè)務(wù)，以其推出的套餐5Day Time of Use為例，僅周末峰谷時段存在差異，工作日周一至周五的時段劃分相同，分時電價一般采用三段結(jié)構(gòu)，即峰平谷三段。高峰期為夏季的下午2時至晚上8時(11月1日至3月31日)和冬季的下午5～9時(6月1日至8月 31日)，谷段為晚上10時至早上7時，其他時間均為平段。各類用戶電價差別不大，體現(xiàn)了公平用電原則，全年的峰谷價差比例均沒有超過3.2:1。

根據(jù)國外政府制定的分時電價政策可以看出，峰谷分時電價適用于政府管制的公共事業(yè)公司，市場化售電是基于批發(fā)側(cè)電力現(xiàn)貨市場實現(xiàn)的市場化分時電價。為適應(yīng)可再生能源的發(fā)展，風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電高比例接入的國家對峰谷時段的劃分也在引入“凈負(fù)荷曲線”等適應(yīng)性的調(diào)整措施。制定的分時電價套餐大部分峰谷比例也都在3.2:1以下，有國外研究表明，當(dāng)峰谷價比超過4:1時，分時電價對峰荷削減的邊際效應(yīng)越來越小。

國內(nèi)分時電價機制的現(xiàn)狀與問題

我國峰谷分時電價機制實施較早，可以按照主要內(nèi)容和特征分為三個階段。

第一階段：早在20 世紀(jì) 80 年代起，我國部分省市開始逐步實施峰谷分時電價制度，而后逐漸全面普及和推廣，并逐步引入季節(jié)性尖峰電價與豐枯分時電價制度，應(yīng)用省份范圍不斷擴大。由于當(dāng)時電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的銷售模式與電源結(jié)構(gòu)的關(guān)系，峰谷時段劃分是基于電網(wǎng)負(fù)荷劃分的峰谷時段，分時電價政策在當(dāng)時有效縮小了負(fù)荷峰谷之間的差距，緩解了當(dāng)時的電力不足。但是，隨著電力市場化改革深入推進及發(fā)用電特性發(fā)生深刻變化，原有粗放的、未考慮市場化的純計劃定價機制已不適用。

第二階段：國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1093號，以下簡稱《通知》)，《通知》對我國分時電價政策提出了新的調(diào)整意見，這是我國第一個面向市場化的分時電價機制，全面完善了我國分時電價政策。在政策內(nèi)容上提出了科學(xué)劃分時段的思路，要充分考慮新能源發(fā)電出力波動，以及凈負(fù)荷曲線變化特性(大致相當(dāng)于現(xiàn)貨市場中調(diào)節(jié)機組的競價空間)，在“峰谷電價價差比例”這一關(guān)鍵性政策參數(shù)上，以目前我國各省峰谷電價價差比例的平均水平為依據(jù)。在執(zhí)行機制上對執(zhí)行范圍作出要求，主要面向工商業(yè)用戶，根據(jù)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進度，對市場化電力用戶執(zhí)行方式也給出了具體指導(dǎo)意見。在此階段，目錄電價在整個電力體制中具有標(biāo)桿意義，很多經(jīng)濟行為都“錨定”了目錄電價，比如分時電價就是在目錄電價的基準(zhǔn)上進行峰谷比例浮動。

第三階段：在國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文)之后，分時電價機制的“錨”和執(zhí)行范圍都發(fā)生了變化。隨著1439號文的發(fā)布，工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。在山西、廣東現(xiàn)貨市場已轉(zhuǎn)正式運行，其他試點地區(qū)市場持續(xù)完善迭代，非試點地區(qū)也在積極探索實踐中的情況下，分時電價如何執(zhí)行?沒有現(xiàn)貨市場就沒有實物執(zhí)行的分時環(huán)節(jié)，所以對于現(xiàn)貨市場未運行地區(qū)及代理購電用戶仍保留原有分時電價機制，防止用戶峰谷特性惡化。如黑龍江、天津、青海等大部分地區(qū)以平段價格進行交易，以平段購電價格作為浮動基準(zhǔn)，還有絕大部分地區(qū)即使是現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)的代理購電用戶都是采用以代理購電價格為基準(zhǔn)，分別對高峰和低谷時段進行浮動的機制。目前執(zhí)行的分時電價機制在當(dāng)前市場中起到了一定的作用，但是根據(jù)未來電力市場的發(fā)展，現(xiàn)階段的分時電價機制還存在以下三方面問題：

一是未全面實現(xiàn)科學(xué)的峰谷時段劃分。全國除個別地區(qū)外都未采用凈負(fù)荷曲線劃分時段，大部分地區(qū)峰谷時段劃分沒有依據(jù)供需形勢情況、邊際供電成本不同而調(diào)整劃分。只有少部分地區(qū)根據(jù)《通知》要求采用凈負(fù)荷曲線進行了時段劃分，增加了日間低谷時段，如甘肅、寧夏等地將谷時段全部放在了白天光伏大發(fā)時段，山東、蒙西、山西等地將午間部分時段調(diào)整為用電低谷時段。但是四川、重慶、湖南等大部分地區(qū)還是將主要谷時段劃分在夜間23:00至早晨7:00之間，湖南、重慶等地將光伏大發(fā)的部分時段或整個時段劃分為高峰時段。選取一個不能反映市場真實供需關(guān)系的時段作為峰谷價格的參照標(biāo)準(zhǔn)，不僅對于電力系統(tǒng)安全、經(jīng)濟運行帶來不利影響，更不利于電力真實價格的發(fā)現(xiàn)和電力市場的健康發(fā)展。

二是分時電價損益的處理缺乏公平性。分時電價損益應(yīng)該在執(zhí)行分時電價的市場主體中共同分?jǐn)偅F(xiàn)貨運行地區(qū)市場化用戶不應(yīng)參加代理購電分時損益分?jǐn)偂Ｈ缟綎|提出要對分時電價收入單獨統(tǒng)計，代理購電用戶產(chǎn)生的購電價格峰谷損益納入代理購電損益，由代理購電用戶分?jǐn)偡窒怼５€有部分現(xiàn)貨運行地區(qū)進入市場的工商業(yè)用戶的分時電價已由市場形成，而代理購電用戶因執(zhí)行分時電價政策產(chǎn)生的損益仍由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偡窒怼Ｔ谠O(shè)計分時電價時，基本原則是保持總體收入不變，不產(chǎn)生明顯的超額收入，也不形成明顯的虧空，避免增加用電成本或形成不公平負(fù)擔(dān)。在實際執(zhí)行過程中，受用戶削峰填谷的積極性、調(diào)節(jié)能力大小等問題影響，分時電價的總收入與實際用電成本之間還是會產(chǎn)生差額。計劃體制下，峰谷分時電價機制適用于全體工商業(yè)用戶，但是這一政策的執(zhí)行需要隨市場的變化而變化;市場機制下，政府制定的峰谷分時電價僅適用于政府為售電業(yè)務(wù)設(shè)置的兜底環(huán)節(jié)——電網(wǎng)代理購電。

三是人為設(shè)置的峰谷價差比例持續(xù)擴大。峰谷差比例過大的設(shè)置只會產(chǎn)生過激勵，最終效果適得其反，峰谷價差比例設(shè)置盡量保持與市場化結(jié)果近似。但是，目前各地均以不斷擴大比例為單一導(dǎo)向，如新疆在平段電價基礎(chǔ)上，高峰、低谷電價上下浮動幅度擴大至75%，峰谷電價差達(dá)7:1，山東、河北峰谷電價上下浮動幅度為70%，峰谷電價差達(dá)5.7:1。在目前現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)，如甘肅、山西、山東、蒙西、廣東，人為設(shè)置的峰谷價差分別是3:1、3.6:1、5.7:1、3.5:1、4.47:1;2023年現(xiàn)貨價格發(fā)現(xiàn)的峰谷價差分別是1.98:1、2.45:1、2.16:1、3.34:1、1.38:1，除蒙西外，人為設(shè)置的峰谷價差與現(xiàn)貨市場實際的峰谷價差均有不同程度的偏離。受行業(yè)特點、生產(chǎn)需求等因素影響，往往可調(diào)負(fù)荷的容量有限，即便是低谷時段電價再低也無法規(guī)模化進行填谷響應(yīng)，所以峰谷價差并不是越大越好。隨著儲能技術(shù)的推廣，分時電價的價差拉大只會促使工商業(yè)儲能利用價差空間，實現(xiàn)“低電價時充電、高電價時放電”，大量不必要、不經(jīng)濟的儲能因此進入市場，造成資源錯配和低效，難以實現(xiàn)電力資源的優(yōu)化配置。圖2為2023年某現(xiàn)貨地區(qū)現(xiàn)貨價格走勢，可以看到現(xiàn)貨價格走勢與峰谷時段劃分的相關(guān)性及峰谷價差情況。

圖2 2023年某現(xiàn)貨地區(qū)現(xiàn)貨價格走勢

完善分時電價機制釋放改革紅利

隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的不斷推進，靈活性需求受水電、風(fēng)電、光伏出力的隨機性和不可控性影響明顯增加，需要從以下三方面健全完善分時電價機制，才能促進新能源消納、保障電力供需平衡、服務(wù)市場主體發(fā)展、支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)，助力我國“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)。

一是推進現(xiàn)貨市場建設(shè)，充分發(fā)揮價格發(fā)現(xiàn)功能。當(dāng)前，分時電價機制還在發(fā)揮著一定作用，還有存在的意義，從分時電價的含義來看現(xiàn)貨市場的本質(zhì)就是在體現(xiàn)分時電價的價值。電力現(xiàn)貨市場遵循了產(chǎn)品交易規(guī)則，還原了電力商品屬性，精細(xì)刻畫每一時段的電能價值。未來，應(yīng)堅持中長期市場與現(xiàn)貨市場耦合，完善中長期交易機制，取消強制高比例簽約和價格限制，簽約分時價格的限制條件不再套用人為劃分的固定時段和固定價差比例，通過現(xiàn)貨價格發(fā)現(xiàn)電價的分時價值，從而引導(dǎo)市場價格形成。在市場的供需中發(fā)現(xiàn)價差比例，綜合考慮地方的行業(yè)特點、生產(chǎn)需求等要素，讓分時電價的紅利完全傳導(dǎo)至終端用戶。

二是提升峰谷時段劃分的科學(xué)性、合理性。根據(jù)市場建設(shè)程度不同而采用不同的劃分方式，現(xiàn)貨運行地區(qū)時段劃分要依據(jù)市場的供需形成動態(tài)，非現(xiàn)貨地區(qū)根據(jù)凈負(fù)荷曲線劃分。分時電價的效果與峰谷時段的劃分有著重要的關(guān)系，只有較為精準(zhǔn)地劃分峰谷時段，才能取得滿意的效果。由于新能源發(fā)電出力隨機性、波動性強，預(yù)測難度大，不合理的時段劃分容易出現(xiàn)市場交易價格曲線受新能源出力等因素影響產(chǎn)生價格波動較大、峰谷電價倒掛等現(xiàn)象，所以新型電力系統(tǒng)下的分時劃分要考慮可再生能源發(fā)展的影響，引導(dǎo)用戶的用電行為，主動適應(yīng)新能源發(fā)展需要。通過凈負(fù)荷曲線劃分時段才能真正反映負(fù)荷對電力的需求，解決供給與需求、發(fā)電成本與用電成本倒掛的現(xiàn)象。同時還要考慮氣候、季節(jié)、特殊用電時段等精準(zhǔn)時段的劃分。

三是建立有效的分時損益分?jǐn)偡窒頇C制。代理購電用戶要承擔(dān)自身產(chǎn)生的損益，而不是在全體工商業(yè)用戶中進行分?jǐn)偂，F(xiàn)貨運行地區(qū)工商業(yè)用戶不執(zhí)行分時電價，也就不會產(chǎn)生分時損益;非現(xiàn)貨地區(qū)產(chǎn)生的分時損益應(yīng)在市場化用戶間進行分?jǐn)偂４碣忞娛且蚝Ａ恐行⌒陀脩魧κ袌龅恼J(rèn)識和交易能力不足，使這部分用戶與市場建立一個緩沖期。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，直接參與市場交易的工商業(yè)用戶的分時電價需要由市場化電價形成，應(yīng)盡快取消按固定浮動比例進行峰谷電價結(jié)算。若代理購電價格未分時，待結(jié)算時，代理購電用戶的分時電價根據(jù)基礎(chǔ)電價(市場化代理購電價格)與各地區(qū)統(tǒng)一規(guī)定的浮動比例確定，電網(wǎng)代理購電用戶產(chǎn)生的分時電價損益，向代理購電用戶按月分?jǐn)偡窒恚皇侨w工商業(yè)用戶。其他地方應(yīng)加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，代理購電用戶和直接參與市場交易的工商業(yè)用戶產(chǎn)生的分時電價損益，分別向兩類用戶中執(zhí)行分時電價政策的用戶按月分?jǐn)偡窒怼８鶕?jù)市場建設(shè)的進度，應(yīng)堅持公平的基本原則“誰收益、誰承擔(dān)”，對分時損益進行合理分?jǐn)偡窒怼?/p>

分時電價機制在我國電力改革道路上扮演著重要角色，隨著電力市場建設(shè)的腳步不斷加快，新一輪電改正處在能源轉(zhuǎn)型發(fā)展與市場化改革“兩期疊加”的時期，要讓市場發(fā)揮資源配置的決定性作用，以及更好地發(fā)揮政府的作用。在較長的一段時間內(nèi)，分時電價機制因為代理購電用戶的存在還不會從歷史的舞臺上消失，所以要堅持完善分時電價機制。習(xí)近平總書記在黑龍江考察調(diào)研期間指出：“整合科技創(chuàng)新資源，引領(lǐng)發(fā)展戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)，加快形成新質(zhì)生產(chǎn)力”。創(chuàng)新的核心內(nèi)涵是以科技創(chuàng)新為引領(lǐng)，推進理念創(chuàng)新、制度創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、文化創(chuàng)新等各方面的全面創(chuàng)新。顯然，分時電價機制改革屬于管理創(chuàng)新，也就屬于新質(zhì)生產(chǎn)力的一部分，要發(fā)揮好管理創(chuàng)新在創(chuàng)新驅(qū)動中的獨特作用，以管理創(chuàng)新的提升推動分時電價的發(fā)展。