隨著新能源的大規模發展，用電峰谷時段發生明顯變化。為促進新能源消納，進一步引導用戶調整用電負荷，今年以來，浙江、安徽、江蘇、河南等地均對分時電價政策作出調整。

今夏用電高峰期即將到來，多地分時電價政策迎來新調整。近日，河南省發改委發布《關于調整工商業分時電價有關事項的通知》（以下簡稱《通知》），對峰谷時段、峰谷浮動比例等作出調整，以更好保障電力系統安全穩定經濟運行，在改善電力供需狀況、促進新能源消納的基礎上，進一步引導用戶調整用電負荷。

價格被視為調節供給和需求的最有效手段。分時電價機制通過將每天24小時劃分為高峰（含尖峰）、平段、低谷等時段，對各時段分別制定不同電價水平的方式，引導和鼓勵用戶削峰填谷，力爭將發電曲線與用電曲線匹配，提高電力資源的利用效率。然而，近年來，隨著我國新能源裝機量的不斷攀升，發電結構正在進行深度調整。在此背景下，分時電價應如何調整才能更好發揮其引導作用？

時段劃分愈發細化

2023年，我國可再生能源發電裝機規模歷史性超過火電。隨著新能源的大規模發展，用電高峰和低谷時段也發生變化。

“過去，午間是用電高峰時段。但隨著可在午間集中出力的光伏發電的大規模發展，相對發電出力而言，午間用電反而變成平段或低谷時段。”中國能源研究會能源政策研究中心主任林衛斌向《中國能源報》記者解釋。

這種變化倒逼分時電價政策作出相應調整。以河南為例，《通知》在該省于2022年發布的分時電價調整政策基礎上，優化了峰谷時段設置。“一方面，取消了中午10時至14時的高峰時段，將3—5月、9—11月的11時至14時設為低谷時段。這意味著，新能源發電規模大漲后，中午時段發電量最大的光伏電量可以通過分時電價調節負荷；另一方面，此前河南設置的尖峰時段相對零散，分散在個別月份的12時至14時、18時至19時、20時至21時，現在取消了中午的尖峰時段，將另外兩個時段延長為17時至19時、20時至23時。這些調整根據電力系統凈負荷高峰制定，更具適應性，可實現削峰作用。”國網能源研究院財會與審計研究所主任經濟師張超告訴《中國能源報》記者。

此外，《通知》還進一步細化了季節分時，調整了峰谷浮動比例。“分時劃分得越細，該機制的引導作用就越強。此前，河南的季節分時只把最冷和最熱的12月—次年1月、7月—8月和其他月份區分開來。而《通知》在此基礎上作了進一步細化，對2月和6月也有單獨考慮。同時，尖峰時段上浮比例也由在高峰時段上浮64%的基礎上再上浮20%，調整為在高峰時段上浮72%的基礎上再上浮20%，相當于從基于平價時段上浮約96.8%調整到上浮106.4%。整個峰谷浮動比例都有提升。進一步拉大的峰谷價差將發揮更強的調節能力。”張超分析。

河南的舉措并非個例。今年以來，浙江、安徽、江蘇等地均對分時電價政策作了調整。“從多地調整情況可以看出，時段劃分越來越細、峰谷價差有所擴大已成為一種趨勢。”張超表示。

調整頻率更加頻繁

用戶的調節能力對電力系統十分重要。“通過分時價格，引導用戶發揮調節能力，有助于減少電力系統的投資。對于用電需求大、關注用電成本變化的工商業用戶來說，分時電價對用電成本的影響，也會讓企業根據時段調整生產，盡量在低谷時段用電，發揮分時電價的削峰填谷作用，以此降低用電成本。此外，除工商業用電的分時電價政策外，去年重慶還建立了居民用電的分時電價機制，湖北試行了居民電動汽車充電樁分時電價政策。多種負荷的利用，進一步提升了對電力系統的調節能力。”張超表示。

“目前，我國31個省份（港澳臺地區未統計）均已執行峰谷分時電價，根據《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》，各省份統籌考慮當地電力供需狀況、系統用電負荷特性、新能源裝機、系統調節能力等因素，重新劃分了峰谷分時時段、拉大了峰谷價差，通過價格信號積極引導用戶錯峰用電，進而降低峰谷差率。”華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利告訴《中國能源報》記者。

“新能源和儲能快速發展，對電力系統凈負荷曲線的影響日益顯現，分時電價調整的頻率或將越來越高。”張超認為。

強化與市場銜接

分時電價削峰填谷、優化用電方式的作用，使其成為需求側管理的重要手段。

對此，張超進一步分析，分時電價更多指代代理購電的目錄分時，目錄分時電價只是電價分時信號的一種方式。如今，越來越多的分時信號體現在市場化價格機制中，也就是通過現貨市場、中長期市場交易以及售電公司的電價套餐體現。未來，分時電價政策將在居民、電動汽車等更廣闊的領域應用，可供調節的用戶范圍越來越大。在此趨勢下，分時電價如何更好地與市場銜接，讓價格更透明、規范，讓更多用戶參與使用分時電價，還需基于實踐開展持續研究。此外，當前雖已有不少省份明確分時電價的浮動基礎是代理購電價加度電輸配電價，但并不適應于所有地區，未來還需進一步規范浮動基礎，確保政策更加簡明清晰。

“長期來看，價格由供需決定是最有效的機制，也是市場經濟的核心原則之一。為更好地將不同時段的電力供求關系反映到價格信號上，并更好地發揮價格的調節作用，應加快推進電力現貨市場建設，形成由供給和需求決定價格的機制。”林衛斌建議。

在王永利看來，未來各地還需根據電力系統用電負荷或凈負荷變化、新能源消納、電力供需狀況、電力現貨市場運行等情況，適時調整峰谷分時電價時段劃分、峰谷價差、實施范圍。“一方面，執行季節性分時電價，全國大部分省份的季節性特征比較明顯，面臨著迎峰度冬、迎峰度夏期間的‘雙高峰’電力保供壓力，以及春秋季節午間光伏大發等問題，全年執行一套峰谷分時電價政策不利于新能源消納，價格激勵作用不明顯；另一方面，合理拉大峰谷電價價差，引導用戶在電力系統低谷時段多用電，能夠為抽水蓄能、新型儲能發展創造更大空間，促進風電、光伏等新能源的有效消納。”