挖掘电能时间价值，分时电价稳步优化

分时电价机制由来已久

分时电价是基于电力供需情况的时段性变化以及各时段的边际供电成本差异而设定的电价机制，旨在通过经济激励引导电力用户削峰填谷，保障电力系统安全稳定运行。分时电价机制包括峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是指，将每天24小时划分出高峰、平段、低谷（有的省份还划分了尖峰和深谷），对各时段分别制定不同的电价水平。季节性电价机制指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，按季节调整峰谷时段。

我国早在1980年代就引入了分时电价机制，在西南、华中等地区试行峰谷电价机制，随后扩大到其他省份。1990年代逐步引入季节性尖峰电价制度，在水力发电比重高的地区，合理设置了丰水、枯水期电价价差。随着经济快速发展，用电量不断增长，部分地区出现了用电紧张和用电季节性强的困局，2003年国家发改委出台了《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》（发改价格[2003]141号），大力推行峰谷电价机制，在上网环节引入峰谷分时电价制度，并适当扩大销售环节峰谷分时电价执行范围和峰谷价差。

近年来，随着电力市场化改革深入推进以及发电用电特性发生变化，2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格[2021]1093号），提出充分发挥电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。

分时电价政策因时而进

分时电价早期被大力推行的主要原因是用电负荷增长过快，发电侧的建设跟不上负荷侧的需求增速。近年来，随着新能源装机比例的不断增加以及电动汽车、电锅炉、电采暖等新型用电负荷大量涌现，电力供应结构和电能消费方式都有较大的变化，“源随荷动”的电力平衡方式已不再适用。

从发电侧来看，新能源具有波动性和随机性，对系统的平衡带来挑战。其中，光伏发电有明显的昼夜特征，白天发电而夜晚与凌晨时段完全无出力。在光伏发电量占比高的地区，若峰谷时段的划定仅考虑用电侧负荷，维持原本午间是峰时的设定，则可能会出现发电曲线与负荷峰谷时段划分形成峰谷倒置的现象。为较好地疏解系统的压力，应从原来单纯的按用电负荷进行判断，转变为按用电负荷与新能源出力之差 的净负荷进行判断。因此，最近部分省份的峰谷电价调整中，将午间划为低谷时段，包括湖北、浙江等，有的省份更是将午间划为深谷时段，如山东（除6-8月外的其他月份）、新疆（5-8月）、蒙东和蒙西（6-8月）等。

从用电侧来看，分时电价体系在制定之初并没有考虑电动汽车、分布式能源、储能等应用，以往的峰谷价差小，激励作用不够明显。顺应新势态，各省统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，开始拉大峰谷价差。峰谷价差普遍超过3倍，近半省份超过4倍，这意味着储能、电动车充电等可获得的效益更大，投资标准和商业模式再次激活和更新。

当前分时电价机制，已从过往单一地考虑用电侧负荷逐步调整为考虑发电侧和用电侧乃至整体电力系统的平衡。我们看到越来越多省份的近一两年的分时电价机制调整中，不仅考虑了当地的用电负荷特征、当地产业结构等，引导用户削峰填谷，也结合了发电结构、电网容量、对外来电的依赖情况等，促进新能源消纳，平滑净负荷曲线。除了考虑上述所提到的因素，分时电价还需有动态调整政策，衔接电力市场建设，尤其是参考现货市场的价格信号，及时调整分时电价时段划分、浮动比例。由于电力现货市场能够反应电力系统实时的供需平衡关系，还原了电力商品属性，其价格可以合理体现不同时段电力的成本高低和价值差异。虽然现货市场的实时价格比起事前设定的分时电价更能反应不同时间的电能量真实价值，也是未来大势所趋，不过由于当前现货市场试点仍在不断完善建设，现货市场与分时电价机制应相互结合，形成有效的市场化分时电价信号，推进政府定价与市场定价协调发展。

在分时电价动态调整方面，有电力现货市场运行的地区具有较强的先导性。其中，山东省的分时电价机制已连续四年进行了调整，是首个执行分时电价动态调整机制的省份。以下，将根据山东省的分时电价政策进行详细解读。

山东分时电价动态调整先行探路

山东省作为第一批现货市场试点，自2019年现货市场试运行以来，根据现货市场的价格信号不断调整分时电价。第一次调整在2020年末，结合山东电力现货市场形成的时段供需关系，对2021年的分时电价时段划分进行调整，首次把午间设为低谷时段（12：00-13：00）。随后，2022年、2023年和2024年，连续三年持续调整。下图整理了近三年的政策变化，展示峰谷时段划分和峰谷浮动比例的调整（由于2020年末的政策的峰谷浮动比例依据不同电压等级而变化，此图暂不展示）。

从上图可见，山东电力系统的负荷特征为除6—8月外的10：00—15：00经常出现季节性低谷甚至深谷，而16：00—22：00经常出现用电高峰甚至尖峰，其他时段负荷相对平稳。对比近三年的政策，有三个显著特征：第一，除夏季外，午间低谷时段下浮比例不断扩大，并且设置了深谷时段，这是因为山东省光伏装机量和发电量增长迅猛，导致净负荷不断减小。截至2023年12月31日，山东光伏装机达5637.7万千瓦，装机规模继续保持全国首位，设置深谷有助于促进光伏的消纳。第二，由于光伏的大力发展，在早晨发电量不断攀升的情况下，早上的部分时段从原来的高峰时段（含尖峰），调整为平段。第三，高峰时段（含尖峰）上浮比例扩大。傍晚时分在居民用电量骤增和光伏出力逐渐下降的双重压力下，其他发电厂需要在很短的时间内快速爬坡，导致系统供需趋于紧张。山东尖峰时段相比平段上浮100%，进一步提升价格杠杆的削峰填谷作用。

在峰谷浮动比例不断扩大的情况下，山东省峰谷价差持续拉大，2024年尖峰和深谷的价差高达20倍，这预示着零售电价的波动越来越剧烈。我们观察到其他省份也有相同的趋势，分布式光伏、储能等投资者面对不确定性更大的电价波动，如何及时调整投资及运营策略，成为了新的挑战。在AFRY，我们使用独立开发的 BID3 电力市场优化模型，采取国际上所公认的电价预测方法，根据电力市场的供需情况，模拟未来每年8760个小时的电力市场最佳调度（即电力现货市场的调度模式），可以得出图1所示的以小时为精度的批发电价。从结果可见，小时批发电价的走势与最新2024年政策提出的峰谷浮动比例，有很高的相似性。我们结合模型的其他结果输出，例如光伏发电量、每小时的需求曲线等，来分析现行政策调整峰谷时段调整和浮动比例的底层逻辑（图2）。同时也能通过模型去预测未来直至2060年的电力供给、电力需求、批发电价等。

对分布式光伏的影响及相关应对策略

山东分时电价的调整，将光伏发电高峰期调整为谷时段，分布式光伏的收益大大降低，投资回收期也将进一步拉长。对分布式光伏投资者而言，应进一步识别当前已建项目或在建项目的市场风险，考虑配储等潜在的资产优化模式。在竞争激烈的新能源市场，AFRY团队基于对电力市场的深度洞察，结合BID3模型提供的价格预测、电力市场调度等量化输出，协助投资者、开发商等识别有投资吸引力的省份。

随着中国电力市场化改革的推进，无论是政策制定者还是市场参与者，不仅要着眼分时电价本身的机制完善，更要关注电力时间价值变化的传递和调整，结合现货市场形成的实时价格信号，灵活调整。对于投资者而言，了解中国过去到现在的政策演变、以及未来能源格局的发展，有助于识别现有与未来潜在项目的机会和风险。

AFRY的电力市场模型——BID3

AFRY 自 2018 年以来，为发电商、投资者、金融机构等提供电力市场预测，服务范围涵盖国有企业、外资企业和民营企业。我们的模型覆盖中国 31 个省级市场，提供直至 2060 年每小时电力市场经济调度和优化。AFRY 的 BID3 模型在业界得到了广泛认可，我们为客户提供“独立、可信且受金融机构认可”的预测和分析。

BID3 是一套经济调度模型，模拟系统中所有发电站的在一年当中每小时发电量，同时考虑到燃料价格和运营限制（例如启动电厂的成本）等。中国团队和国际团队共同为中国电力市场的BID3模型提供全面的数据整合与输入，基于每年的政策变化和市场发展情况更新BID3模型。输入参数包括：所有电厂的电力供应，涵盖火电、可再生能源、氢能等新兴发电技术、电力需求、连续五年的气象数据、输配电线路、燃料和大宗商品价格等等。而模型的输出可以分析省级层面的宏观发展情况，包括发电装机容量、发电量、小时精度的批发电价、跨省互联线路的进出口量等，同时也可以针对具体资产在市场中的绩效表现进行考查。

欲了解有关 BID3 的更多信息，请访问：https://bid3.afry.com