截至2023年底，全國29個省份已經(jīng)陸續(xù)發(fā)布完善的分時電價政策。從內(nèi)容上看，主要是完善峰谷時段劃分、拉大峰谷價差、建立尖峰電價機制、擴大執(zhí)行范圍、明確市場化用戶執(zhí)行方式等。各省分時電價機制內(nèi)容大體相同，部分有差異，大部分省份的峰谷價格較平段上下浮動約50%，部分省份峰谷價差則更大，最大達4.5:1。

一是分時電價執(zhí)行范圍方面，基本實現(xiàn)大工業(yè)用電“全部執(zhí)行”、一般工商業(yè)用電“部分執(zhí)行、選擇執(zhí)行”。

目前，已有22個地區(qū)對全部大工業(yè)用電實施分時電價，僅安徽、四川、重慶、海南等個別地區(qū)按變壓器容量或電壓等級設置了最低執(zhí)行要求；19個地區(qū)按照變壓器容量或細分用戶類別（如非普工業(yè)、商業(yè)等）對一般工商業(yè)部分執(zhí)行（含6個可選擇執(zhí)行地區(qū)），其中7個地區(qū)對全部一般工商業(yè)用戶強制執(zhí)行。比較特別的是，浙江明確提出自2024年起一般工商業(yè)全部執(zhí)行分時電價；江西則暫緩對一般工商業(yè)用戶執(zhí)行分時電價，但已執(zhí)行用戶可選擇是否繼續(xù)執(zhí)行。天津、湖南、江西、四川、陜西、廣西等地列明了除電氣化鐵路牽引用電以外的其他不執(zhí)行分時電價的用電類型；天津、冀北、四川、吉林、黑龍江、廣東、廣西等地，以及河北南網(wǎng)對實施尖峰電價的用戶范圍進行限制。

二是分時電價時段劃分方面，日間谷時段大量涌現(xiàn)，尖峰電價得到廣泛運用。

22時至8時是被設置為低谷用電最密集的時段，除甘肅、山東、蒙西等少數(shù)地區(qū)外，絕大部分地區(qū)將主要谷時段劃分在此區(qū)間內(nèi)。但與之前的時段劃分形成明顯區(qū)別的是，山西、山東、浙江、甘肅、青海、寧夏、新疆、蒙西等地，以及河北南網(wǎng)設置了日間谷時段，其中甘肅將谷時段全部放在了白天。具體而言，甘肅、青海（指定行業(yè)）、寧夏（指定行業(yè)）的日間谷時段最長，從9時到17時橫跨8個小時；蒙西和山東的日間谷時段為5~6小時，不僅如此，山東還按季節(jié)劃分了2~3小時不等的深谷時段，也是唯一設計了深谷電價的地區(qū)；其他地區(qū)日間谷時段為2~4小時不等。

高峰時段主要集中在8~12時和16~22時，將午間12時之后的2個小時劃分為高峰時段的地區(qū)不多。22地設置了尖峰時段（甘肅、寧夏、貴州暫未劃分，安徽無固定時段但有尖峰電價），廣泛分布在8~23時之間，其中在18~21時期間的地區(qū)最多。較為特別的是，江蘇在固定的尖峰時段內(nèi)按日最高或最低氣溫是否達到要求，靈活執(zhí)行尖峰電價；山東要求電網(wǎng)企業(yè)以年為周期提前公布未來12個月峰谷時段，進而建立時段劃分的年度間調(diào)整長效機制。

從分布的月份看，絕大部分地區(qū)峰谷時段劃分都體現(xiàn)了季節(jié)差異。尖峰電價方面，除浙江、安徽和廣東外的所有執(zhí)行尖峰電價的地區(qū)都體現(xiàn)了季節(jié)性設定，即尖峰時段出現(xiàn)在固定月份而非全部月份，其中1月、7月、8月和12月是執(zhí)行尖峰電價主要月份。浙江無論是大工業(yè)還是一般工商業(yè)，在全年各月均有固定尖峰時段；安徽未設計固定的尖峰時段，而是在全年按氣溫低于、等于零下5攝氏度或高于、等于36攝氏度靈活執(zhí)行上浮；廣東則綜合采用了固定月份尖峰和全年氣溫尖峰兩種方式，7~9月整月及其他月份中日最高氣溫達到35攝氏度及以上的高溫天實施尖峰電價。

三是峰谷電價水平方面，各地呈現(xiàn)出峰價更高、谷價更低的態(tài)勢，峰谷價差顯著拉大。

29個地區(qū)中，高峰電價上浮比例普遍達到或超過50%。其中，安徽上浮比例最高，夏、冬季達到81%；蒙西在夏季以外的季節(jié)低谷電價下浮比例最小，僅為21%，山東與河北南網(wǎng)低谷電價下浮則達到70%；除蒙西夏季價格外，其他地區(qū)尖峰電價較平段上浮均達到或超過60%，其中，山東尖峰電價更高達100%。值得注意的是，冀北、山東、蒙西等地，以及河北南網(wǎng)的浮動比例，是按照輸配電價不參與浮動計算得到的。另外，山東深谷電價是在平價基礎上下浮90%，并且山東對容量補償電價也執(zhí)行分時。

高峰電價與低谷電價的比值普遍超過3倍，近一半地區(qū)接近或超過4倍，其中山東與河北南網(wǎng)的峰谷價差比更達到5.67倍，明顯超過其他地區(qū)。與2021年1月時各地峰谷價差相比，除江蘇未調(diào)整高峰、低谷電價外，其他地區(qū)峰谷價差比都有所加大。

政策調(diào)整影響分析

本輪分時電價機制調(diào)整對電網(wǎng)運行、電力保供、靈活性資源配置以及終端用電行為產(chǎn)生了較大影響，具體概括如下：

一是引導系統(tǒng)各環(huán)節(jié)靈活性資源合理運用，在谷時段充電、用電，高峰時段發(fā)電、放電。根據(jù)《中共中央國務院關于全面推進美麗中國建設的意見》，到2027年，新增汽車中新能源汽車占比力爭達到45%?？梢姡S著靈活性資源體量的不斷增長，其在削峰填谷、緩解電力保供壓力方面的作用將會越來越大，需采取有序用電、拉閘限電的極端場景將越來越少。

二是峰谷電價價差的拉大，儲能削峰填谷套利的空間增加，有助于激發(fā)社會資本投資建設發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)儲能的熱情，在碳達峰碳中和的背景下緩解電網(wǎng)投資壓力。以廣東為例，峰谷電價政策與電力現(xiàn)貨市場運行機制雙管齊下，對能源的多樣性不斷探索。例如，廣東梅州寶湖儲能電站作為我國獨立儲能首次成功以“報量報價”的方式進入電力現(xiàn)貨市場，邁出了儲能市場化新商業(yè)模式的第一步，有一定的借鑒參考意義。

三是由于用電習慣不同產(chǎn)生差異性電費，用戶會切身感受到電價變化，有助于提高用戶對電價變化的敏感度，更好地引導用戶用電行為，進一步形成更加合理的反映用電成本、供求關系和資源稀缺程度的電價機制。例如貴州通過引導127戶企業(yè)從白天調(diào)至夜間低谷時段生產(chǎn)，節(jié)約用戶電費成本3640萬元。

在電網(wǎng)運行方面，目前以省為單位執(zhí)行峰谷分時電價，存在加重局部電網(wǎng)運行壓力的風險。部分省內(nèi)城市因新能源建設不均勻，反映其供需關系的峰谷時段與整個省的峰谷時段不相匹配，用戶在整體劃分的峰谷時段引導下調(diào)整負荷，可能造成部分時段局部電力緊缺或過剩，增大局部電網(wǎng)運行壓力。推進建設全國統(tǒng)一電力市場，可將全天真實的供需關系以節(jié)點電價的形式反映出來，進而有助于各省區(qū)對分時電價作進一步針對性調(diào)整。

（作者單位：南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責任公司）

來源：中國電力報