截至2023年底，全國29個(gè)省份已經(jīng)陸續發(fā)布完善的分時(shí)電價(jià)政策。從內容上看，主要是完善峰谷時(shí)段劃分、拉大峰谷價(jià)差、建立尖峰電價(jià)機制、擴大執行范圍、明確市場(chǎng)化用戶(hù)執行方式等。各省分時(shí)電價(jià)機制內容大體相同，部分有差異，大部分省份的峰谷價(jià)格較平段上下浮動(dòng)約50%，部分省份峰谷價(jià)差則更大，最大達4.5:1。

一是分時(shí)電價(jià)執行范圍方面，基本實(shí)現大工業(yè)用電“全部執行”、一般工商業(yè)用電“部分執行、選擇執行”。

目前，已有22個(gè)地區對全部大工業(yè)用電實(shí)施分時(shí)電價(jià)，僅安徽、四川、重慶、海南等個(gè)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(gè)地區按照變壓器容量或細分用戶(hù)類(lèi)別（如非普工業(yè)、商業(yè)等）對一般工商業(yè)部分執行（含6個(gè)可選擇執行地區），其中7個(gè)地區對全部一般工商業(yè)用戶(hù)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(yè)全部執行分時(shí)電價(jià)；江西則暫緩對一般工商業(yè)用戶(hù)執行分時(shí)電價(jià)，但已執行用戶(hù)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(shí)電價(jià)的用電類(lèi)型；天津、冀北、四川、吉林、黑龍江、廣東、廣西等地，以及河北南網(wǎng)對實(shí)施尖峰電價(jià)的用戶(hù)范圍進(jìn)行限制。

二是分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方面，日間谷時(shí)段大量涌現，尖峰電價(jià)得到廣泛運用。

22時(shí)至8時(shí)是被設置為低谷用電最密集的時(shí)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(shí)段劃分在此區間內。但與之前的時(shí)段劃分形成明顯區別的是，山西、山東、浙江、甘肅、青海、寧夏、新疆、蒙西等地，以及河北南網(wǎng)設置了日間谷時(shí)段，其中甘肅將谷時(shí)段全部放在了白天。具體而言，甘肅、青海（指定行業(yè)）、寧夏（指定行業(yè)）的日間谷時(shí)段最長(cháng)，從9時(shí)到17時(shí)橫跨8個(gè)小時(shí)；蒙西和山東的日間谷時(shí)段為5~6小時(shí)，不僅如此，山東還按季節劃分了2~3小時(shí)不等的深谷時(shí)段，也是唯一設計了深谷電價(jià)的地區；其他地區日間谷時(shí)段為2~4小時(shí)不等。

高峰時(shí)段主要集中在8~12時(shí)和16~22時(shí)，將午間12時(shí)之后的2個(gè)小時(shí)劃分為高峰時(shí)段的地區不多。22地設置了尖峰時(shí)段（甘肅、寧夏、貴州暫未劃分，安徽無(wú)固定時(shí)段但有尖峰電價(jià)），廣泛分布在8~23時(shí)之間，其中在18~21時(shí)期間的地區最多。較為特別的是，江蘇在固定的尖峰時(shí)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(jià)；山東要求電網(wǎng)企業(yè)以年為周期提前公布未來(lái)12個(gè)月峰谷時(shí)段，進(jìn)而建立時(shí)段劃分的年度間調整長(cháng)效機制。

從分布的月份看，絕大部分地區峰谷時(shí)段劃分都體現了季節差異。尖峰電價(jià)方面，除浙江、安徽和廣東外的所有執行尖峰電價(jià)的地區都體現了季節性設定，即尖峰時(shí)段出現在固定月份而非全部月份，其中1月、7月、8月和12月是執行尖峰電價(jià)主要月份。浙江無(wú)論是大工業(yè)還是一般工商業(yè)，在全年各月均有固定尖峰時(shí)段；安徽未設計固定的尖峰時(shí)段，而是在全年按氣溫低于、等于零下5攝氏度或高于、等于36攝氏度靈活執行上??；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(shí)施尖峰電價(jià)。

三是峰谷電價(jià)水平方面，各地呈現出峰價(jià)更高、谷價(jià)更低的態(tài)勢，峰谷價(jià)差顯著(zhù)拉大。

29個(gè)地區中，高峰電價(jià)上浮比例普遍達到或超過(guò)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(jià)下浮比例最小，僅為21%，山東與河北南網(wǎng)低谷電價(jià)下浮則達到70%；除蒙西夏季價(jià)格外，其他地區尖峰電價(jià)較平段上浮均達到或超過(guò)60%，其中，山東尖峰電價(jià)更高達100%。值得注意的是，冀北、山東、蒙西等地，以及河北南網(wǎng)的浮動(dòng)比例，是按照輸配電價(jià)不參與浮動(dòng)計算得到的。另外，山東深谷電價(jià)是在平價(jià)基礎上下浮90%，并且山東對容量補償電價(jià)也執行分時(shí)。

高峰電價(jià)與低谷電價(jià)的比值普遍超過(guò)3倍，近一半地區接近或超過(guò)4倍，其中山東與河北南網(wǎng)的峰谷價(jià)差比更達到5.67倍，明顯超過(guò)其他地區。與2021年1月時(shí)各地峰谷價(jià)差相比，除江蘇未調整高峰、低谷電價(jià)外，其他地區峰谷價(jià)差比都有所加大。

政策調整影響分析

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

一是引導系統各環(huán)節靈活性資源合理運用，在谷時(shí)段充電、用電，高峰時(shí)段發(fā)電、放電。根據《中共中央國務(wù)院關(guān)于全面推進(jìn)美麗中國建設的意見(jiàn)》，到2027年，新增汽車(chē)中新能源汽車(chē)占比力爭達到45%?？梢?jiàn)，隨著(zhù)靈活性資源體量的不斷增長(cháng)，其在削峰填谷、緩解電力保供壓力方面的作用將會(huì )越來(lái)越大，需采取有序用電、拉閘限電的極端場(chǎng)景將越來(lái)越少。

二是峰谷電價(jià)價(jià)差的拉大，儲能削峰填谷套利的空間增加，有助于激發(fā)社會(huì )資本投資建設發(fā)電側及用戶(hù)側儲能的熱情，在碳達峰碳中和的背景下緩解電網(wǎng)投資壓力。以廣東為例，峰谷電價(jià)政策與電力現貨市場(chǎng)運行機制雙管齊下，對能源的多樣性不斷探索。例如，廣東梅州寶湖儲能電站作為我國獨立儲能首次成功以“報量報價(jià)”的方式進(jìn)入電力現貨市場(chǎng)，邁出了儲能市場(chǎng)化新商業(yè)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(chǎn)生差異性電費，用戶(hù)會(huì )切身感受到電價(jià)變化，有助于提高用戶(hù)對電價(jià)變化的敏感度，更好地引導用戶(hù)用電行為，進(jìn)一步形成更加合理的反映用電成本、供求關(guān)系和資源稀缺程度的電價(jià)機制。例如貴州通過(guò)引導127戶(hù)企業(yè)從白天調至夜間低谷時(shí)段生產(chǎn)，節約用戶(hù)電費成本3640萬(wàn)元。

在電網(wǎng)運行方面，目前以省為單位執行峰谷分時(shí)電價(jià)，存在加重局部電網(wǎng)運行壓力的風(fēng)險。部分省內城市因新能源建設不均勻，反映其供需關(guān)系的峰谷時(shí)段與整個(gè)省的峰谷時(shí)段不相匹配，用戶(hù)在整體劃分的峰谷時(shí)段引導下調整負荷，可能造成部分時(shí)段局部電力緊缺或過(guò)剩，增大局部電網(wǎng)運行壓力。推進(jìn)建設全國統一電力市場(chǎng)，可將全天真實(shí)的供需關(guān)系以節點(diǎn)電價(jià)的形式反映出來(lái)，進(jìn)而有助于各省區對分時(shí)電價(jià)作進(jìn)一步針對性調整。

（作者單位：南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責任公司）