新一輪峰谷分時電價政策調整情況及影響分析

■南方電網能源發展研究院有限責任公司 廖園

國家峰谷分時電價政策沿革

1983年，我國在河南試行峰谷分時電價，之后陸續在各地推廣試行。峰谷分時電價的實施范圍也由剛開始時的大工業用戶逐步向工業、商業、農業、居民用戶發展。1984 年起，原水利電力部陸續批準在福建省、西南地區、華中地區試行峰谷電價。

1987年，國家相關部門聯合發布《關于多種電價實施辦法的通知》，規定電網根據不同情況，必須試行峰、谷分時電價。此后，陸續批準四川、福建、華北、華中、東北、廣西、西北等電網試行了豐枯和峰谷電價辦法。

為促進用戶用電移峰填谷，2003年，國家發展改革委出臺《關于運用價格杠桿調節電力供求促進合理用電有關問題的通知》，決定大力推行峰谷分時電價，全面推行科學合理的電價制度。

2021年7月29日，國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），要求進一步優化分時電價機制，包括完善峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、建立動態調整機制以及加強與電力市場的銜接等。

新一輪峰谷分時電價政策調整情況

截至2023年底，全國29 個省份已經陸續發布完善分時電價政策。從內容上看，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、擴大執行范圍、明確市場化用戶執行方式等。各省分時電價機制完善內容大體相同，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。

一是分時電價執行范圍方面，基本實現大工業用電“全部執行”、一般工商業用電“部分執行、選擇執行”。

《通知》提出，要將分時電價執行范圍擴大到除電氣化鐵路牽引用電外的工商業用戶。目前已有22 個地區對全部大工業用電實施分時，僅安徽、四川、重慶、海南等個別地區按變壓器容量或電壓等級設置了最低執行要求；19 個地區按照變壓器容量或細分用戶類別（如非普工業、商業等）對一般工商業部分執行（含6個可選擇執行地區），其中7 個地區對全部一般工商業用戶強制執行。比較特別的是，浙江明確提出自2024 年起一般工商業全部執行分時；江西則暫緩對一般工商業用戶執行分時，但已執行用戶可選擇是否繼續執行。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行分時電價的用電類型；天津、冀北、河北南網、四川、吉林、黑龍江、廣東、廣西等地則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，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、蒙西等少數地區外，絕大部分地區將主要谷時段劃分在此區間內。但與之前的時段劃分形成明顯區別的是，河北南網、山西、山東、浙江、甘肅、青海、寧夏、新疆、蒙西等9地設置了日間谷時段，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）、寧夏（指定行業）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；其他地區日間谷時為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時期間的地區最多。較為特別的是，江蘇在固定的尖峰時段內按日最高或最低氣溫是否達到要求，靈活執行尖峰電價；山東要求電網企業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整長效機制。

從分布的月份看，絕大部分地區峰谷時段劃分都體現了季節差異。尖峰電價方面，除浙江、安徽和廣東外的所有執行尖峰電價的地區都體現了季節性設定，即尖峰時段出現在固定月份而非全部月份，其中1 月、7 月、8 月和12 月是執行尖峰政策主要月份。浙江無論是大工業還是一般工商業，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-5 攝氏度或高于等于36 攝氏度靈活執行上浮；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，各地呈現出峰價更高、谷價更低的態勢，峰谷價差顯著拉大。

29 個地區中，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低谷電價下浮比例最小，僅為21%，山東、河北南網兩地低谷電價下浮則達到70%；除蒙西夏季價格外，其他地區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、河北南網、山東、蒙西4 地的浮動比例，是按照電度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，近一半地區接近或超過4倍，其中山東與河北南網的峰谷價差比更達到5.67 倍，明顯超過其他地區。與2021 年1 月時各地峰谷價差相比，除江蘇未調整高峰、低谷電價外，其他地區峰谷價差比都有所加大。

政策調整影響分析

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

在靈活性資源配置、引導終端用電行為方面以及電力保供方面，分時電價機制調整可調動系統靈活性資源，激發社會資本對儲能投資熱情，提高用戶對電價變化的敏感度，引導用戶用電行為，緩解保供壓力。

一是引導系統各環節靈活性資源合理運用，在谷時段充電、用電，峰時段發電、放電。根據《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%，老舊內燃機車基本淘汰。可見隨著靈活性資源體量的不斷增長，其發揮削峰填谷、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，有助于激發社會資本投資建設發電側及用戶側儲能的熱情，在碳達峰碳中和的背景下緩解電網投資壓力。以廣東為例，峰谷電價政策與電力現貨市場運行機制雙管齊下，對能源的多樣性不斷探索，廣東梅州寶湖獨立儲能電站作為我國獨立儲能首次成功以“報量報價”的方式進入電力現貨市場，邁出了儲能市場化新商業模式的第一步，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 戶企業從白天調至夜間低谷時段生產，節約用戶電費成本3640萬元。

在電網運行方面，目前以省為單位執行峰谷分時電價，存在加重局部電網運行壓力的風險。部分省內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，增大局部電網運行壓力。推進建設全國統一電力市場，可將全天真實的供需關系以節點電價的形式反映出來，進而有助于各省區對分時電價作進一步針對性調整。2023年底，山西、廣東電力現貨市場轉入正式運行，南方區域電力現貨市場實現我國首次全區域電力現貨市場結算，在我國電力市場改革的建設探索中具有里程碑意義。■