【分时电价】国内外分时电价政策及市场影响解析（国内）

2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委第九次会议上提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统，明确了“双碳”背景下我国能源电力转型发展的方向。随着未来新能源大规模发展、高比例接入，对新型电力系统的调节能力及灵活性资源的储备提出了更高的要求。

（来源：微信公众号“远光能源互联网" ID:ygnyhlw 作者：远光能源互联网）

提升新型电力系统的调节能力，需要从发电侧、电网侧、用电侧三个方面着手。2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（下文简称《通知》），推动从用户侧需求端提升系统调节能力，通过分时电价挖掘用户侧灵活性资源，以符合新能源发电特性的分时电价有效引导用电行为，提升发用电匹配程度，从而提高新能源消纳水平，并通过改善电力供需状况有效降低了发电侧和电网侧新能源消纳的系统成本。

分时电价政策背景政策背景

当前，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动，尤以今年为例，全国用电需求快速增长，多地采取有序用电或需求响应措施，应对夏季负荷高峰期电力供应不足的问题。通过完善电价机制，可让电价及时、准确地反映电力供需关系，引导用户错峰用电，优化资源配置，保障电力系统安全稳定运行。

各地现行分时电价机制已实施多年，在形势明显变化后，存在时段划分不够准确、峰谷电价价差仍有拉大空间、尖峰电价机制尚未全面建立，以及分时电价缺乏动态调整机制、与电力市场建设发展衔接不够等问题，需要适应形势变化进一步完善。

上述此次文件的出台，要求在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。

政策主要内容

此次文件明确将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段为低谷时段，引导用户调整负荷、促进新能源消纳；主要从以下六个方面对现行分时电价机制做了进一步完善：

1、优化峰谷电价机制：要求各地结合当地情况积极优化峰谷电价机制，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

2、建立尖峰电价机制：要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

3、建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制：要求日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，健全季节性电价机制；水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制，合理确定时段划分、电价浮动比例。

4、明确分时电价机制执行范围：要求各地加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价，由用户自行选择执行。

5、建立动态调整机制：要求各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

6、加强与电力市场的衔接：要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

国内各地分时电价执行现状

《关于进一步完善分时电价机制的通知》发布前，全国已有29个省份实施了分时电价机制，通知发布后，南网、广东、广西、贵州、宁夏、安徽、山西均发布通知完善现行峰谷分时电价政策。经梳理统计各地区截至8月31日公布的销售目录电价，整体情况如下：

尖峰电价

概况：全国超过2/3地区未实行尖峰电价，已执行地区大多不满足上浮比例要求

全国共计11个省市已(将)实行尖峰电价，其中三地已满足/基本满足通知中有关尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%的要求，分别是：

广东：上浮25%；

湖北：上浮20%~21%；

浙江：浙江的一般工商业及其他用电的尖峰电价上浮比例为34%，其大工业用电尖峰电价的上浮比例为19%~20%。

此外，下图中广东和安徽的上浮比例均基于将要执行的尖峰电价进行计算。其中广东将于2021年10月1日执行峰段电价上浮25%的尖峰电价(《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》)，安徽目前是发布了试行季节性尖峰电价征求意见稿(《安徽省发展改革委安徽省能源局关于试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知（征求意见稿）》)，尖峰电价在峰段电价基础上上浮0.072元/千瓦时，执行时间暂未确定。

图表1：全国各地区尖峰电价上浮比例

来源：各地发改委，远光能源互联网

目前暂无地区实施深谷电价。

峰谷价差

概况：70%以上地区未达到3:1的最低要求，北上广峰谷价差最大

【峰谷价差比例:70%以上地区未达到3:1的最低要求】通知中有要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。从全国各地区现行销售电价来看，70%以上地区未达到3:1的最低要求，均需进行相应调整。价差比例高于3:1的有云南、海南、北京工商业及部分大工业电压等级、上海两部制、江苏、青海大工业及100kVA以上的工商业、新疆、广东大部分地区。此外四个地区的价差比例高于4：1，分别是广东大部分地区、新疆、上海夏季两部制、北京工商业电价。

图表2：全国各地区峰谷价差（倍数）

来源：各地发改委，远光能源互联网

【峰谷价格差值:北上广价差最高】从峰谷电价差值来看，北京、上海、广东、江苏四地价差排名前四，其中北京一般工商业峰谷价差最大，均在0.98元/kwh以上。

图表3：全国各地区峰谷价差（差值）

来源：各地发改委，远光能源互联网

季节性电价和丰枯电价

丰枯电价：目前四川和广东连州采用了丰枯电价；

季节性电价：9个地区，即浙江、江苏、安徽、上海、山东、河北、冀北、天津、北京将夏季或部分高温月份的电价与其余月份进行的区分，但暂无地区采用冬季高负荷季节性电价。

市场影响

用户侧储能的应用场景主要包括削峰填谷，容量管理和新能源消纳。其中削峰填谷是通过峰谷价差低充高放减少购电费用并实现峰谷套利，容量管理则是采用动态增容的方式减少专用变压器容量投资及减少需量电费，随着部分地区需求响应及辅助服务市场对用户侧储能的开放，储能的盈利模式更为多样化。但峰谷套利仍是最核心的盈利方式，尤其是工商业用户普通在白天即电价高峰期用电量较大，夜晚即电价低谷期用电量较小，由此产生的高峰电费和低谷电费差额巨大，而储能可在电价低谷期充电，高峰期放电，实现在峰谷电价间的套利，通知的发布将进一步推动各地区提高价差，有望刺激储能自发自用需求以及分布式光伏配置储能的需求。

峰谷价格差值经济敏感性

根据东吴证券研究中心的测算，假设循环寿命为5000次，储能固定成本1.55元/Wh，在电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能的收益率达到9.82%，具备经济性。

图表4：峰谷价格差值经济敏感性

来源：东吴证券

从各地区现行分时价格来看，在仅考虑峰谷价差套利的单项收益，北京、上海、江苏、广东、海南、四川具备较好的投资潜力。

峰谷价差倍数经济敏感性

有研究测算了不同峰谷价差下的四类用户侧主流电池储能系统的全生命周期度电成本(LCOE)及内部收益率(IRR)，以10kV大工业用户建设一个装机容量为100kW的储能系统做为测算基础，以北京城区的谷价为基准，分别设置峰谷电价比为2倍、4倍、6倍、8倍和10倍进行敏感性分析。结果如下图所示，峰谷价差对电池储能的LCOE无影响，但对电池储能的收益水平影响巨大。随着峰谷电价比的倍数增大，四种电池储能的经济性具有明显的提升且收益水平差距明显拉大，整体而言，铅炭电池和铁锂电池储能的度电成本及收益率较优，其中铅炭电池储能度电成本低至0.47元/kWh,在峰谷价差为两倍时，已能获取30%的内部收益率。

图表5：峰谷价差倍数经济敏感性

来源：袁家海，李玥瑶.大工业用户侧电池储能系统的经济性［J］ . 华北电力大学学报(社会科学版). 2021,(03)

从各地区现行峰谷价差倍数来看，价差比例高的明显优于价差比例低的地区，北京、上海、广东、江苏、新疆排名前四的地区具备较高的投资优势。

光伏发电时段内的电价以高峰电价和平段电价为主，采用分时电价可以显著提高光伏发电的经济性。光伏发电时段内包含高峰电价的时间越长、高峰电价越集中于光伏发电量最大的时间区间内，光伏发电的经济性越好。分时电价的推进，也将推动工商业用户自建分布式光伏降低用能成本的趋势，然而过去峰谷价差较小，收益回报不足以覆盖光储一体的投资成本，随着峰谷价差进一步加大，部分地区已可实行储能投资盈利，再合理配置分布式光伏，在高峰期及光伏发电特性好的时间段利用光伏自发自用，光伏受发电特性限制无法覆盖的夜晚高峰时段及深夜低谷时段用储能根据用能情况及成本进行充放电套利，在光伏发电特性低的其余时段用储能补足用电负荷需求缺口，最大化利用峰谷价差政策释放的红利。

此外，整县分布式的推进，极大推动了国内分布式光伏市场的发展。然而整县分布式的接入对电网产生的冲击，也成为了无法回避的挑战，在保障电网安全稳定运行的同时确保少弃或不弃电，储能系统成为了不可或缺的选择，多地也发布了“整县推进”中的储能配置要求，宁夏要求配置比例不低于10%、河北冀南电网要求配置比例10-30%等，对整县分布式投资经济性带了一定挑战，分时电价的推进，也将对整县分布式+储能配置的经济性起到良好的促进作用。

主要信息参考：

【1】 IRENA (2019), Innovation landscape for a renewable-powered future: Solutions to integrate variable renewables. Summary for policy makers. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.

【2】：袁家海，李玥瑶.大工业用户侧电池储能系统的经济性［J］ .华北电力大学学报(社会科学版). 2021,(03)