自工业革命以来，电力已经成为我们生活中不可或缺的一部分。每天，我们都在使用电力，从照明到电器，从工作到娱乐。然而，随着社会的发展和人们对电力的需求不断增加，电力资源逐渐紧张，而且电力的生产和供应成本也在不断上升。为了解决这一问题，许多地方开始实施“分时电价”制度，以鼓励人们合理使用电力，并节约能源。

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。

新形势下分时电价面临的挑战

我国现行的峰谷分时电价机制已执行20年，结合我国现阶段国情，可再生能源比重不断提高，产业结构、用电行为和电力市场建设的程度等多种外在因素已经发生改变。随着2021年7月，国家发展改革委《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1093号），以及2021年10月，国家发展改革委《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）的印发，标志着我国电价改革迈出了坚实的一步。“1093号文”中对旧的机制进行了完善和优化并提出了新机制，鼓励按照净负荷曲线划分；“1439号文”明确提出有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，这给参与电力市场的用户电价构成要素中，发电上网电价、输配电价、交易时段的分时特性带来了挑战。

时段划分死板，缺乏灵活性。目前，部分地区峰谷时段的划分基本根据电网负荷的变化情况，将一天24小时划分为峰段、平段、谷段，个别地区还划出高峰、低谷时段，按照净负荷曲线划分时段的地区很少。时段划分一旦确定后就很难改变。近几年，我国光伏发电新增装机容量位居世界第一，但光伏发电具有昼夜特性，在夜晚与凌晨时段完全无出力，发电侧的发电曲线与负荷侧峰谷时段划分形成峰谷倒置的现象，不仅影响了可再生能源消纳，同时还造成用户的用电成本增加和市场资源的浪费。

中长期合同没有起到价格引导作用。中长期交易电量是电能量市场的“压舱石”，发电企业与电力用户通过中长期交易确定价格和电量，可以有效避免价格波动带来的风险与冲击，同时可以提前锁定双方的利益。由于煤电企业的发电成本不具有分时特性，为促进发用双方的长期深度合作，煤电企业在签订中长期合同时，会选择特定用户进行“一口价、一个量、分时曲线”买卖。特定用户的选择一般针对高耗能用户，高耗能企业作为用电大户和碳排放大户在市场中具有特殊地位，与高耗能用户无论何种形式签订中长期合同都能让发电企业受益。但是一口价买卖不符合当前分时电价机制，对高耗能企业造成错误引导，高峰时段不改变用电计划，会严重影响高峰时段供求平衡关系。

外来电对于受电端地区到底是好还是坏？我国能源资源分布与负荷需求不均衡，电力跨省跨区交易可以实现西部清洁能源向东部负荷需求中心输送。对于外来电比例不断上升的地区，若不能实现外来电曲线与受电端地区的负荷曲线走势基本一致，受电端省份的发用电平衡将会受到影响，导致已开展现货市场的地区低电价时段为给外来电让路，不得已购买高价外来电。

没有体现输配电价的分时特性。电力系统运行成本随着每天不同时段或不同季节而发生变化。与国外输配电价相比，目前我国核定的输配电价是最简单的输配电价，输配电价是分用户类型和电压等级的综合性输配电价，没有根据实际的输配电业务进行细分，也没有把体现用户负荷特性的指标考虑进来。

适应新型电力系统建设需要优化分时电价机制

近年来，我国加快建设全国统一电力市场体系，构建了以现货交易为基础、中长期交易为避险手段的交易机制，市场建设就是要让电价市场化，还原电力的商品属性。电价作为连接电力供应与需求的纽带，电价的变化能够有效调节电力系统的负荷。在电力市场化推进中，完善分时电价机制尤为重要。

推进时段精细划分。时段划分作为分时电价优化的先决条件，两者均能对负荷曲线的“削峰填谷”效果产生重要影响。传统的峰平谷时段划分往往是根据负荷曲线的高低特征进行人为划分。随着电源结构发生改变，时段划分的依据也要改变。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。此外，还要考虑不同季节、温度带来的净负荷曲线变换的状况，南方地区的丰枯水期、酷热季节，北方地区的酷冷季节都直接影响净负荷曲线。可以将白天光伏发电量充裕时段、丰水期设置成谷段，降低电价以鼓励用户多用电，将酷热、酷冷、枯水期和光伏不发电时段设置成峰段提高电价，抑制高峰负荷用电。时段划分是一项繁琐且长期的工作，需要根据净负荷曲线的变化和电力现货市场价格的变化进行周期性的时段划分，而不是划分一次就一劳永逸。

做好中长期合同分时电价的签订，加快现货市场建设。对于已开展现货市场的地区，中长期的合同签订应严格执行分时段签订电量电价，根据情况签订峰、平、谷等多段合同。合理拉大峰谷电价价差。目前，多数地区的峰谷价差采用固定比例且上下浮动范围只有20%，而电力现货的峰谷价差一般在 3～10倍。所以，国内中长期交易峰谷电价价差仍有扩大的空间，可以适当提高峰谷差比例，对谷段用电负荷大的用户可以给予更大的优惠，峰段提高电价，保证整体峰谷价差在合理范围内。峰谷电价价差过低可能会导致电价调节作用减弱，分时电价机制则会失去原本的意义。非现货地区应加快建设现货市场，只有在现货市场中才能充分发挥分时电价机制的意义。

外来电与现货市场做好有效衔接。外来电计划被作为现货市场运行的边界条件，分解的偏差情况直接影响节点边际电价的准确性。在现货市场中，所有外来电应该由买方与其他电源一样参与市场，并按照相同的规则出清结算。在购买外来电量时应该重视购买调节能力，让外来电曲线与省内负荷或净负荷曲线尽量接近。当所有电源在平等基础上竞争时，社会效益才能提高，价格信号才能真正被体现出来。

优化电价构成要素，积极探索分时输配电价。电价改革就要从每个电价要素进行改革，让每个环节都能充分体现分时特性，以保障电网成本的全部回收，同时能够有效反映不同类型用户对输配电网的占用程度，将电网输配电准许收入公平合理地分摊给各电压等级用户，可以采用“峰荷责任法”收取一部制容量电价。

新的电价机制将助推“双碳”目标的实现。新分时电价机制的改革，是充分发挥分时电价信号作用、深化推进电价市场化改革的关键，有助于平衡电力供需、提高电力利用效率并降低环境污染。

文章来源： ​电联新媒 ，朗新研究院，大白熊体坛