中國儲能網(wǎng)訊：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(gè)別領(lǐng)域也發(fā)生了較大的變化，其中峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制是深化新一輪電改過程中的一項(xiàng)重要內(nèi)容。峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制是國際通用的電價(jià)機(jī)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(jì)運(yùn)行的一項(xiàng)重要機(jī)制。雖然計(jì)劃體制下的峰谷分時(shí)電價(jià)政策與市場環(huán)境下的峰谷分時(shí)電價(jià)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(jì)劃體制向電力市場過渡的初期階段，分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行還存在一些問題需要更進(jìn)一步的完善，才能充分發(fā)揮分時(shí)電價(jià)作用，否則分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行效果將大打折扣。
國際上現(xiàn)行分時(shí)電價(jià)機(jī)制
世界上很多國家都實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)政策，從20世紀(jì)70年代起，分時(shí)電價(jià)機(jī)制就開始在發(fā)達(dá)國家普遍采用，只是高峰、低谷時(shí)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(jī)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(jià)（市場化售電公司不受限制，其他國家下同），如加州的電價(jià)以三年為周期制定，一般包括兩個(gè)定價(jià)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(jì)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(jià)套餐。分時(shí)電價(jià)機(jī)制采用季節(jié)差價(jià)和峰谷差價(jià)，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(shí)費(fèi)率計(jì)劃（TOU-C和TOU-D），TOU-C 計(jì)劃的高峰定價(jià)時(shí)間為下午 4～9時(shí)，電價(jià)范圍為每千瓦時(shí)38～62美分，峰谷電價(jià)比約為0.61:1。TOU-D計(jì)劃的高峰時(shí)間僅限工作日下午 5～8時(shí)；夏季非高峰電費(fèi)為每千瓦時(shí)45美分，高峰電費(fèi)為每千瓦時(shí)59美分，冬季非高峰電費(fèi)為每千瓦時(shí)46分，高峰電費(fèi)為每千瓦時(shí)50美分，峰谷價(jià)差比分別為1.31:1和0.92:1。以上峰谷價(jià)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(shí)施分時(shí)電價(jià)，鼓勵加州人在下午4～9時(shí)之間有效使用電力，并在可能的情況下將使用時(shí)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(shí)段。如圖1所示，在加州批發(fā)市場中最低的批發(fā)電價(jià)出現(xiàn)在上午10時(shí)至中午，低于4美分/千瓦時(shí)，最高批發(fā)電價(jià)出現(xiàn)在晚上8時(shí)，超過13美分/千瓦時(shí)，峰谷比例也沒有超過3.1:1?？梢姡闶凼袌龅姆骞葍r(jià)差比小于批發(fā)市場的峰谷價(jià)差比（國內(nèi)零售側(cè)峰谷價(jià)差比高于批發(fā)側(cè)峰谷價(jià)差比）。
圖1 加州批發(fā)市場電價(jià)
Economy 10電表等類型。Economy 7電表與其他表計(jì)的主要區(qū)別在于可在白天和夜晚分別計(jì)費(fèi)，在夜晚價(jià)格較低，低谷時(shí)段為連續(xù)的7個(gè)小時(shí)，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(jià)；智能電表會提供詳細(xì)的用電信息并會實(shí)時(shí)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(jì)價(jià)中有10個(gè)小時(shí)（低谷）價(jià)格較低，低谷時(shí)段并不連續(xù)，一般為下午3小時(shí)1～4:00、傍晚2小時(shí)8:00～10:00、夜晚5小時(shí)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(shí)電價(jià)為9.76便士/每千瓦時(shí)，高峰時(shí)電價(jià)為20.03便士/每千瓦時(shí)，峰谷價(jià)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(shí)電價(jià)套餐。根據(jù)所使用的電量和使用時(shí)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(shí)電價(jià)，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(shí)段存在差異，工作日周一至周五的時(shí)段劃分相同，分時(shí)電價(jià)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(shí)至晚上8時(shí)（11月1日至3月31日）和冬季的下午5～9時(shí)（6月1日至8月 31日），谷段為晚上10時(shí)至早上7時(shí)，其他時(shí)間均為平段。各類用戶電價(jià)差別不大，體現(xiàn)了公平用電原則，全年的峰谷價(jià)差比例均沒有超過3.2:1。
根據(jù)國外政府制定的分時(shí)電價(jià)政策可以看出，峰谷分時(shí)電價(jià)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(shí)現(xiàn)的市場化分時(shí)電價(jià)。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(shí)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(shí)電價(jià)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(jià)比超過4:1時(shí)，分時(shí)電價(jià)對峰荷削減的邊際效應(yīng)越來越小。
國內(nèi)分時(shí)電價(jià)機(jī)制的現(xiàn)狀與問題
我國峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)施較早，可以按照主要內(nèi)容和特征分為三個(gè)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(shí)施峰谷分時(shí)電價(jià)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(jià)與豐枯分時(shí)電價(jià)制度，應(yīng)用省份范圍不斷擴(kuò)大。由于當(dāng)時(shí)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(shí)段劃分是基于電網(wǎng)負(fù)荷劃分的峰谷時(shí)段，分時(shí)電價(jià)政策在當(dāng)時(shí)有效縮小了負(fù)荷峰谷之間的差距，緩解了當(dāng)時(shí)的電力不足。但是，隨著電力市場化改革深入推進(jìn)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(jì)劃定價(jià)機(jī)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(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093號，以下簡稱《通知》），《通知》對我國分時(shí)電價(jià)政策提出了新的調(diào)整意見，這是我國第一個(gè)面向市場化的分時(shí)電價(jià)機(jī)制，全面完善了我國分時(shí)電價(jià)政策。在政策內(nèi)容上提出了科學(xué)劃分時(shí)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(jī)組的競價(jià)空間），在“峰谷電價(jià)價(jià)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(jià)價(jià)差比例的平均水平為依據(jù)。在執(zhí)行機(jī)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(jìn)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(jià)在整個(gè)電力體制中具有標(biāo)桿意義，很多經(jīng)濟(jì)行為都“錨定”了目錄電價(jià)，比如分時(shí)電價(jià)就是在目錄電價(jià)的基準(zhǔn)上進(jìn)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(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文）之后，分時(shí)電價(jià)機(jī)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(jìn)入電力市場，按照市場價(jià)格購電。在山西、廣東現(xiàn)貨市場已轉(zhuǎn)正式運(yùn)行，其他試點(diǎn)地區(qū)市場持續(xù)完善迭代，非試點(diǎn)地區(qū)也在積極探索實(shí)踐中的情況下，分時(shí)電價(jià)如何執(zhí)行？沒有現(xiàn)貨市場就沒有實(shí)物執(zhí)行的分時(shí)環(huán)節(jié)，所以對于現(xiàn)貨市場未運(yùn)行地區(qū)及代理購電用戶仍保留原有分時(shí)電價(jià)機(jī)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(jià)格進(jìn)行交易，以平段購電價(jià)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(yùn)行地區(qū)的代理購電用戶都是采用以代理購電價(jià)格為基準(zhǔn)，分別對高峰和低谷時(shí)段進(jìn)行浮動的機(jī)制。目前執(zhí)行的分時(shí)電價(jià)機(jī)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(shí)電價(jià)機(jī)制還存在以下三方面問題：
一是未全面實(shí)現(xiàn)科學(xué)的峰谷時(shí)段劃分。全國除個(gè)別地區(qū)外都未采用凈負(fù)荷曲線劃分時(shí)段，大部分地區(qū)峰谷時(shí)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(jìn)行了時(shí)段劃分，增加了日間低谷時(shí)段，如甘肅、寧夏等地將谷時(shí)段全部放在了白天光伏大發(fā)時(shí)段，山東、蒙西、山西等地將午間部分時(shí)段調(diào)整為用電低谷時(shí)段。但是四川、重慶、湖南等大部分地區(qū)還是將主要谷時(shí)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(shí)段或整個(gè)時(shí)段劃分為高峰時(shí)段。選取一個(gè)不能反映市場真實(shí)供需關(guān)系的時(shí)段作為峰谷價(jià)格的參照標(biāo)準(zhǔn)，不僅對于電力系統(tǒng)安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行帶來不利影響，更不利于電力真實(shí)價(jià)格的發(fā)現(xiàn)和電力市場的健康發(fā)展。
二是分時(shí)電價(jià)損益的處理缺乏公平性。分時(shí)電價(jià)損益應(yīng)該在執(zhí)行分時(shí)電價(jià)的市場主體中共同分?jǐn)?，現(xiàn)貨運(yùn)行地區(qū)市場化用戶不應(yīng)參加代理購電分時(shí)損益分?jǐn)?。如山東提出要對分時(shí)電價(jià)收入單獨(dú)統(tǒng)計(jì)，代理購電用戶產(chǎn)生的購電價(jià)格峰谷損益納入代理購電損益，由代理購電用戶分?jǐn)偡窒?。但還有部分現(xiàn)貨運(yùn)行地區(qū)進(jìn)入市場的工商業(yè)用戶的分時(shí)電價(jià)已由市場形成，而代理購電用戶因執(zhí)行分時(shí)電價(jià)政策產(chǎn)生的損益仍由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偡窒?。在設(shè)計(jì)分時(shí)電價(jià)時(shí)，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(shí)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(shí)電價(jià)的總收入與實(shí)際用電成本之間還是會產(chǎn)生差額。計(jì)劃體制下，峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)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(jī)制下，政府制定的峰谷分時(shí)電價(jià)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(jià)差比例持續(xù)擴(kuò)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(jià)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(kuò)大比例為單一導(dǎo)向，如新疆在平段電價(jià)基礎(chǔ)上，高峰、低谷電價(jià)上下浮動幅度擴(kuò)大至75%，峰谷電價(jià)差達(dá)7:1，山東、河北峰谷電價(jià)上下浮動幅度為70%，峰谷電價(jià)差達(dá)5.7:1。在目前現(xiàn)貨連續(xù)運(yùn)行地區(qū)，如甘肅、山西、山東、蒙西、廣東，人為設(shè)置的峰谷價(jià)差分別是3:1、3.6:1、5.7:1、3.5:1、4.47:1；2023年現(xiàn)貨價(jià)格發(fā)現(xiàn)的峰谷價(jià)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(jià)差與現(xiàn)貨市場實(shí)際的峰谷價(jià)差均有不同程度的偏離。受行業(yè)特點(diǎn)、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(shí)段電價(jià)再低也無法規(guī)模化進(jìn)行填谷響應(yīng)，所以峰谷價(jià)差并不是越大越好。隨著儲能技術(shù)的推廣，分時(shí)電價(jià)的價(jià)差拉大只會促使工商業(yè)儲能利用價(jià)差空間，實(shí)現(xiàn)“低電價(jià)時(shí)充電、高電價(jià)時(shí)放電”，大量不必要、不經(jīng)濟(jì)的儲能因此進(jìn)入市場，造成資源錯配和低效，難以實(shí)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(jià)格走勢，可以看到現(xiàn)貨價(jià)格走勢與峰谷時(shí)段劃分的相關(guān)性及峰谷價(jià)差情況。
圖2 2023年某現(xiàn)貨地區(qū)現(xiàn)貨價(jià)格走勢
完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制釋放改革紅利
隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的不斷推進(jìn)，靈活性需求受水電、風(fēng)電、光伏出力的隨機(jī)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(shí)電價(jià)機(jī)制，才能促進(jìn)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(shí)現(xiàn)。
一是推進(jìn)現(xiàn)貨市場建設(shè)，充分發(fā)揮價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能。當(dāng)前，分時(shí)電價(jià)機(jī)制還在發(fā)揮著一定作用，還有存在的意義，從分時(shí)電價(jià)的含義來看現(xiàn)貨市場的本質(zhì)就是在體現(xiàn)分時(shí)電價(jià)的價(jià)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(shí)段的電能價(jià)值。未來，應(yīng)堅(jiān)持中長期市場與現(xiàn)貨市場耦合，完善中長期交易機(jī)制，取消強(qiáng)制高比例簽約和價(jià)格限制，簽約分時(shí)價(jià)格的限制條件不再套用人為劃分的固定時(shí)段和固定價(jià)差比例，通過現(xiàn)貨價(jià)格發(fā)現(xiàn)電價(jià)的分時(shí)價(jià)值，從而引導(dǎo)市場價(jià)格形成。在市場的供需中發(fā)現(xiàn)價(jià)差比例，綜合考慮地方的行業(yè)特點(diǎn)、生產(chǎn)需求等要素，讓分時(shí)電價(jià)的紅利完全傳導(dǎo)至終端用戶。
二是提升峰谷時(shí)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(yùn)行地區(qū)時(shí)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(shí)電價(jià)的效果與峰谷時(shí)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(shí)段，才能取得滿意的效果。由于新能源發(fā)電出力隨機(jī)性、波動性強(qiáng)，預(yù)測難度大，不合理的時(shí)段劃分容易出現(xiàn)市場交易價(jià)格曲線受新能源出力等因素影響產(chǎn)生價(jià)格波動較大、峰谷電價(jià)倒掛等現(xiàn)象，所以新型電力系統(tǒng)下的分時(shí)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(shí)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(shí)還要考慮氣候、季節(jié)、特殊用電時(shí)段等精準(zhǔn)時(shí)段的劃分。
三是建立有效的分時(shí)損益分?jǐn)偡窒頇C(jī)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(jìn)行分?jǐn)偂，F(xiàn)貨運(yùn)行地區(qū)工商業(yè)用戶不執(zhí)行分時(shí)電價(jià)，也就不會產(chǎn)生分時(shí)損益；非現(xiàn)貨地區(qū)產(chǎn)生的分時(shí)損益應(yīng)在市場化用戶間進(jìn)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(gè)緩沖期。現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行的地區(qū)，直接參與市場交易的工商業(yè)用戶的分時(shí)電價(jià)需要由市場化電價(jià)形成，應(yīng)盡快取消按固定浮動比例進(jìn)行峰谷電價(jià)結(jié)算。若代理購電價(jià)格未分時(shí)，待結(jié)算時(shí)，代理購電用戶的分時(shí)電價(jià)根據(jù)基礎(chǔ)電價(jià)（市場化代理購電價(jià)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(shí)電價(jià)損益，向代理購電用戶按月分?jǐn)偡窒?，而不是全體工商業(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(shí)電價(jià)損益，分別向兩類用戶中執(zhí)行分時(shí)電價(jià)政策的用戶按月分?jǐn)偡窒?。根?jù)市場建設(shè)的進(jìn)度，應(yīng)堅(jiān)持公平的基本原則“誰收益、誰承擔(dān)”，對分時(shí)損益進(jìn)行合理分?jǐn)偡窒怼?
分時(shí)電價(jià)機(jī)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(shí)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(shí)間內(nèi)，分時(shí)電價(jià)機(jī)制因?yàn)榇碣忞娪脩舻拇嬖谶€不會從歷史的舞臺上消失，所以要堅(jiān)持完善分時(shí)電價(jià)機(jī)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(jìn)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(shí)電價(jià)機(jī)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(dú)特作用，以管理創(chuàng)新的提升推動分時(shí)電價(jià)的發(fā)展。
