4月17日，河南再次發(fā)布調整工商業(yè)分時電價政策的征求意見稿，回應一個月前收集的意見。上海、湖北、青海、安徽、江西、浙江、內蒙古等地此前也發(fā)布通知或征求意見稿，優(yōu)化分時電價政策。

多地將午間設為低谷段，并在日間設置連續(xù)平谷段，在促進光伏消納的同時引導企業(yè)使用低價電生產，助力企業(yè)降低用電成本和能耗。

凌晨和午間分時電價“雙低谷”的現象愈加明顯，這也和電力現貨市場的價格曲線走勢接近。部分地區(qū)通過設置晚間尖峰、午間深谷電價，刺激用戶主動避峰填谷。引導用戶適應新能源大規(guī)模發(fā)展，調整用電習慣，降低系統(tǒng)成本，保障電力安全供應，是多地政策調整的出發(fā)點。

午間谷電，日間平谷段連續(xù)

來源：各省(區(qū))發(fā)展改革委官網

注：“→”表示新舊政策變化

除上表顯示的峰谷時段及其調整外，多地峰谷價差也有所擴大。

蒙西大風季(1—5月、9—12月)高峰和低谷的價差系數較此前擴大51個百分點;浙江針對大工業(yè)和一般工商業(yè)分別設置了季節(jié)性浮動系數，兩者夏冬季的最大峰谷價差較其他時間段分別擴大33和15個百分點。上海、江西、浙江也提出在春節(jié)、勞動節(jié)、國慶節(jié)期間執(zhí)行節(jié)假日深谷電價，時間集中在凌晨和午間。

近兩年，各地分布式光伏規(guī)模迅速擴大，午間光伏消納難和夜間新能源出力降低、保供壓力大的現象普遍存在。多地將午間設為平谷段甚至深谷段，并進一步拉大峰谷價差，目的是引導用戶在午間多用電，促進新能源消納。同時，在日間設置連續(xù)的平谷段，有利于企業(yè)利用低價電連續(xù)生產，減少機器啟停，降低用電成本和能耗。

根據價格承受能力等情況，各地也制定、調整適合自身的分時電價政策。

在參與峰谷電價浮動方面，湖北的上網環(huán)節(jié)線損費用，河南(擬)除容(需)量電價外的輸配電價，安徽、江西的輸配電價均參與浮動;浙江的上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用、不含容(需)量電價的輸配電價、政府性基金及附加都參與浮動;青海(擬)、蒙東、蒙西則只有上網電價參與浮動。

上述各地中，僅江西提出暫緩實施尖峰電價，尖峰時段用電暫執(zhí)行高峰時段電價標準。廣西也從2023年7月起暫停執(zhí)行尖峰電價。

貼近現貨價格曲線

目前，多地的峰谷分時電價呈現凌晨和午間“雙低谷”的現象。用電負荷較低疊加夜間風電、午間光伏出力大，電網負荷峰谷差進一步拉大。

以內蒙古為例，其新能源裝機并網規(guī)模已突破1億千瓦，新能源規(guī)模和發(fā)電量均為全國第一。據內蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委介紹，高占比新能源運行特性較傳統(tǒng)電網發(fā)生重大變化，新能源消納壓力持續(xù)增大，電力平衡日趨緊張。根據現行政策，蒙東全年和蒙西大風季在凌晨和午間執(zhí)行低谷電價，內蒙古也是上述各地中唯一執(zhí)行非節(jié)假日午間深谷電價的省區(qū)，深谷電價是低谷電價的80%。

風電、光伏的發(fā)電特性，導致其出力情況和實際負荷需求存在一定的錯配現象，需要通過尖峰、深谷等更加敏感的價格信號引導用戶錯峰用電和在新能源大發(fā)時段多用電。山東現貨市場在2023年五一假期出現負電價，既反映了電力供給大于需求的情況，也起到低電價刺激電力消費的作用。

部分地區(qū)的日峰谷分時價格曲線，貼近現貨市場的日出清價格曲線，山西、甘肅、蒙西等現貨市場在午間出現日內出清最低價格和電力供需比最大值。

有從業(yè)人員認為，基于我國現狀，中長期內分時電價政策將和現貨市場并存。近期多地調整分時電價政策，是在現貨市場全面推開前繼續(xù)完善已有的價格機制，引導用戶更好地適應風電、光伏大規(guī)模發(fā)展下的負荷變化特征，同時培育用戶逐漸形成供需反映價格、根據價格信號消費電力的意識，為后續(xù)現貨市場全面鋪開奠定基礎。

多地也重視市場交易與分時電價政策的銜接，要求中長期市場交易應申報用電曲線、反映各時段價格，原則上應不低于峰谷電價價差。蒙東、蒙西也提出，由現貨市場形成的分時電價信號，為分時電價機制動態(tài)調整提供參考。

附：部分地區(qū)電價峰谷時段

數據來源：各省(區(qū))發(fā)展改革委官網