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帶來方方面面的變化，在個別領域也發生了較大的變化，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容。峰谷分時電價機制是國際通用的電價機制，是引導電力用戶削峰填谷、保障電力系統安全穩定經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境下的峰谷分時電價政策目的一致，但是具體執行卻有著本質區別，我國正處在傳統計劃體制向電力市場過渡的初期階段，分時電價政策執行還存在一些問題需要更進一步的完善，才能充分發揮分時電價作用，否則分時電價政策執行效果將大打折扣。

國際上現行分時電價機制

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

美國由州監管機構負責監督傳統監管地區的公用事業公司如何制定電價(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公司的準許收入，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，并依據邊際成本制定用戶電價套餐。分時電價機制采用季節差價和峰谷差價，以正確反映供電成本及控制高峰負荷。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低于國內。加州公用事業公司還按照光伏發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移到一天中更容易獲得可再生能源(例如太陽能和風能)電力的時段。如圖1所示，在加州批發市場中最低的批發電價出現在上午10時至中午，低于4美分/千瓦時，最高批發電價出現在晚上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市場的峰谷價差比(國內零售側峰谷價差比高于批發側峰谷價差比)。

圖1 加州批發市場電價

Economy 10電表等類型。Economy 7電表與其他表計的主要區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的用電信息并會實時將用電信息傳給供應商;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，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的用戶提供分時電價套餐。根據所使用的電量和使用時間以及電網提供商的不同，各州套餐各有不同。居民和工商業用戶均可執行分時電價，澳大利亞能源公司負責悉尼市及新南威爾士洲的供電業務，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構，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公司，市場化售電是基于批發側電力現貨市場實現的市場化分時電價。為適應可再生能源的發展，風、光等可再生能源發電高比例接入的國家對峰谷時段的劃分也在引入“凈負荷曲線”等適應性的調整措施。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，當峰谷價比超過4:1時，分時電價對峰荷削減的邊際效應越來越小。

國內分時電價機制的現狀與問題

我國峰谷分時電價機制實施較早，可以按照主要內容和特征分為三個階段。

第一階段：早在20 世紀 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，并逐步引入季節性尖峰電價與豐枯分時電價制度，應用省份范圍不斷擴大。由于當時電網統購統銷的銷售模式與電源結構的關系，峰谷時段劃分是基于電網負荷劃分的峰谷時段，分時電價政策在當時有效縮小了負荷峰谷之間的差距，緩解了當時的電力不足。但是，隨著電力市場化改革深入推進及發用電特性發生深刻變化，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：國家發展改革委印發了《關于進一步完善分時電價機制的通知》(發改價格〔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。在政策內容上提出了科學劃分時段的思路，要充分考慮新能源發電出力波動，以及凈負荷曲線變化特性(大致相當于現貨市場中調節機組的競價空間)，在“峰谷電價價差比例”這一關鍵性政策參數上，以目前我國各省峰谷電價價差比例的平均水平為依據。在執行機制上對執行范圍作出要求，主要面向工商業用戶，根據電力現貨市場建設進度，對市場化電力用戶執行方式也給出了具體指導意見。在此階段，目錄電價在整個電力體制中具有標桿意義，很多經濟行為都“錨定”了目錄電價，比如分時電價就是在目錄電價的基準上進行峰谷比例浮動。

第三階段：在國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文)之后，分時電價機制的“錨”和執行范圍都發生了變化。隨著1439號文的發布，工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。在山西、廣東現貨市場已轉正式運行，其他試點地區市場持續完善迭代，非試點地區也在積極探索實踐中的情況下，分時電價如何執行?沒有現貨市場就沒有實物執行的分時環節，所以對于現貨市場未運行地區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、青海等大部分地區以平段價格進行交易，以平段購電價格作為浮動基準，還有絕大部分地區即使是現貨連續運行地區的代理購電用戶都是采用以代理購電價格為基準，分別對高峰和低谷時段進行浮動的機制。目前執行的分時電價機制在當前市場中起到了一定的作用，但是根據未來電力市場的發展，現階段的分時電價機制還存在以下三方面問題：

一是未全面實現科學的峰谷時段劃分。全國除個別地區外都未采用凈負荷曲線劃分時段，大部分地區峰谷時段劃分沒有依據供需形勢情況、邊際供電成本不同而調整劃分。只有少部分地區根據《通知》要求采用凈負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時段，山東、蒙西、山西等地將午間部分時段調整為用電低谷時段。但是四川、重慶、湖南等大部分地區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系的時段作為峰谷價格的參照標準，不僅對于電力系統安全、經濟運行帶來不利影響，更不利于電力真實價格的發現和電力市場的健康發展。

二是分時電價損益的處理缺乏公平性。分時電價損益應該在執行分時電價的市場主體中共同分攤，現貨運行地區市場化用戶不應參加代理購電分時損益分攤。如山東提出要對分時電價收入單獨統計，代理購電用戶產生的購電價格峰谷損益納入代理購電損益，由代理購電用戶分攤分享。但還有部分現貨運行地區進入市場的工商業用戶的分時電價已由市場形成，而代理購電用戶因執行分時電價政策產生的損益仍由全體工商業用戶分攤分享。在設計分時電價時，基本原則是保持總體收入不變，不產生明顯的超額收入，也不形成明顯的虧空，避免增加用電成本或形成不公平負擔。在實際執行過程中，受用戶削峰填谷的積極性、調節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生差額。計劃體制下，峰谷分時電價機制適用于全體工商業用戶，但是這一政策的執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務設置的兜底環節——電網代理購電。

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

圖2 2023年某現貨地區現貨價格走勢

完善分時電價機制釋放改革紅利

隨著新型電力系統建設的不斷推進，靈活性需求受水電、風電、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、服務市場主體發展、支撐新型電力系統建設，助力我國“雙碳”目標的實現。

一是推進現貨市場建設，充分發揮價格發現功能。當前，分時電價機制還在發揮著一定作用，還有存在的意義，從分時電價的含義來看現貨市場的本質就是在體現分時電價的價值。電力現貨市場遵循了產品交易規則，還原了電力商品屬性，精細刻畫每一時段的電能價值。未來，應堅持中長期市場與現貨市場耦合，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，通過現貨價格發現電價的分時價值，從而引導市場價格形成。在市場的供需中發現價差比例，綜合考慮地方的行業特點、生產需求等要素，讓分時電價的紅利完全傳導至終端用戶。

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

三是建立有效的分時損益分攤分享機制。代理購電用戶要承擔自身產生的損益，而不是在全體工商業用戶中進行分攤。現貨運行地區工商業用戶不執行分時電價，也就不會產生分時損益;非現貨地區產生的分時損益應在市場化用戶間進行分攤。代理購電是因海量中小型用戶對市場的認識和交易能力不足，使這部分用戶與市場建立一個緩沖期。現貨市場連續運行的地區，直接參與市場交易的工商業用戶的分時電價需要由市場化電價形成，應盡快取消按固定浮動比例進行峰谷電價結算。若代理購電價格未分時，待結算時，代理購電用戶的分時電價根據基礎電價(市場化代理購電價格)與各地區統一規定的浮動比例確定，電網代理購電用戶產生的分時電價損益，向代理購電用戶按月分攤分享，而不是全體工商業用戶。其他地方應加快電力現貨市場建設，代理購電用戶和直接參與市場交易的工商業用戶產生的分時電價損益，分別向兩類用戶中執行分時電價政策的用戶按月分攤分享。根據市場建設的進度，應堅持公平的基本原則“誰收益、誰承擔”，對分時損益進行合理分攤分享。

分時電價機制在我國電力改革道路上扮演著重要角色，隨著電力市場建設的腳步不斷加快，新一輪電改正處在能源轉型發展與市場化改革“兩期疊加”的時期，要讓市場發揮資源配置的決定性作用，以及更好地發揮政府的作用。在較長的一段時間內，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。習近平總書記在黑龍江考察調研期間指出：“整合科技創新資源，引領發展戰略性新興產業和未來產業，加快形成新質生產力”。創新的核心內涵是以科技創新為引領，推進理念創新、制度創新、管理創新、文化創新等各方面的全面創新。顯然，分時電價機制改革屬于管理創新，也就屬于新質生產力的一部分，要發揮好管理創新在創新驅動中的獨特作用，以管理創新的提升推動分時電價的發展。