多省份調整分時電價機制，誰受益、誰承壓？
來源：第一財經
作者：馬晨晨
隨着夏季氣溫逐漸升高帶來用電負荷攀升，近期全國多個省份密集調整分時電價機制，運用價格槓桿以引導錯峰用電。
江蘇省發佈的《關於優化工商業分時電價結構促進新能源消納降低企業用電成本支持經濟社會發展的通知》(下稱《通知》)將於6月起正式實施。其中，除了擴大分時電價執行範圍、優化工商業用戶分時時段等常規操作之外，還罕見地調整了工商業用戶分時電價計價基礎，由用戶到戶電價爲基礎進行上下浮動調整爲以工商業用戶購電價格爲基礎，並優化峰谷浮動比例。
第一財經記者注意到，此前山東、四川等省已在今年出臺政策完善分時電價機制並開始執行，江西、安徽、貴州等省則在今年4月或5月就政策優化方案向外徵求意見。從細節上來看，建立季節性差異化分時電價機制，進一步拉大峰谷價差並擴大執行範圍幾乎是各省的共識。
多位行業人士對第一財經記者表示，分時電價改革是大勢所趨，對於不同的主體而言影響有所差異。一方面，它能夠鼓勵電力用戶錯峰用電，減輕發電企業和電網的供電壓力；同時，執行分時電價的中小企業能夠據此合理安排生產，降低用能成本。但另一方面，部分新能源發電和儲能項目或將面臨投資收益率的下滑壓力，需要尋求更多價值創造途徑。
分時電價何以頻繁調整
所謂分時電價是指一天中按不同時段執行不同電價，一般包括高峰、平段、低谷等多個時段。2021年，國家發改委發佈《關於進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地優化峰谷時段劃分、擴大電價浮動區間。2023年起，多個新能源大省進一步提出“動態分時電價”，根據新能源出力情況實時調整價格，優化全社會電力資源配置。
第一財經記者注意到，今年以來，山東、四川、江蘇等多個省份在此前的分時電價機制基礎上繼續作出調整，並各有創新和側重。
山東在全國範圍內率先構建“五段式”分時電價體系，是全國首個實施“深谷電價”省份。該電價突破傳統“峰、平、谷”三段式定價模式，將全天劃分爲“尖峰、高峰、平段、低谷、深谷”五個時段。以今年4月35千伏一般工商業電價爲例，深谷時段執行每度電0.25元超低電價，晚高峰電價升至1元，用電最緊張的尖峰時段電價則爲1.2元，峰谷價差顯著。
四川的情況則又有所不同。根據四川省發改委發佈的《關於進一步調整我省分時電價機制的通知》，今年5月起，分季節劃分峰平谷時段，調整後夏季峰平谷時長分別爲10、8、6小時，春秋季峰平谷時長分別爲7、7、10小時。同時，調整尖峰電價執行時間，取消12月和1月的尖峰電價，並將7月和8月尖峰時長由2小時調整爲3小時。
廈門大學中國能源研究院院長林伯強對第一財經記者表示，目前各地的分時電價機制調整消息層出不窮，主要調整內容集中在時段的劃分。具體來說，有的省份的時段劃分更精細了，有的省份則是延長或者縮短了特定的電價時段，還有更多省份開始結合所在地的季節特性去設計不同時段的高低電價。
“之所以分時電價需要頻繁調整，不僅是因爲需求側方面的電氣化程度越來越高、電力負荷的峰谷差越來越大，還有一個重要原因在於供給側方面，新能源在電力系統中的佔比越來越高。對比傳統穩定的火力發電，新能源出力在每日的不同時段表現出很大的波動性。比如11點到下午2點通常是光伏出力最高的時段，這時沿用以往的電價機制就無法反映真實的供需關係，所以很多省份陸續把它從峰段調整爲低谷甚至深谷電價時段，以解決午間棄光的難題。”林伯強說。
從實際來看，目前分時電價調整的確激發了用戶側的消費潛力，並且惠及了不少電力用戶。山東省發改委副主任劉勇在今年4月舉行的新聞發佈會上披露的數據顯示，2024年通過分時電價引導，山東電網午間增加填谷負荷最高達583.87萬千瓦，增加風光等新能源消納量23億千瓦時，調節作用十分明顯。
“分時電價政策運用價格槓桿引導錯峰用電，既幫用戶省錢，又減輕電網壓力，同時還促進了新能源消納。下一步，我們將根據新能源出力特性，繼續探索更加靈活的優化方式、更加精細的分時時段，及時將市場紅利傳導至全體用戶。”劉勇總結稱。
江蘇電價改革有何不同
除了優化分時時段的常規操作，也有個別省份在這一輪分時電價機制調整中做出了較大改動，並引發有關項目投資者的高度關注。
今年6月起，前述江蘇發佈的《通知》將正式實施。其中提出，將工商業用戶分時電價計價基礎由用戶到戶電價調整爲以工商業用戶購電價格爲基礎，並優化峰谷浮動比例。執行兩部制電價的用戶，峰段較平段電價上浮80%，谷段較平段電價下浮65%。
從表面上看江蘇的峰谷價差變化趨勢似乎與其他省份並無二致，但結合計價基礎的調整，卻呈現出峰谷差縮小的結果。第一財經記者瞭解到，這主要是因爲用戶購電價格、上網環節線損費用、系統運行費用、電度輸配電價和政府性基金及附加原本都屬於分時電價的浮動對象，但是新政調整後浮動對象只有用戶購電價格，其他項目被排除在外。這使得即便江蘇分時電價的峰谷價差浮動區間拉大，但是因爲新政縮小了浮動對象範圍，導致兩個因素疊加來看用戶感受到的峰谷價差實際縮小了。
中關村儲能產業技術聯盟高級政策研究經理張佳寧對第一財經記者表示，江蘇此次的分時電價機制調整非常全面，包括峰谷時段劃分、峰谷浮動比例以及浮動範圍，三者疊加後的影響導致當地投運的用戶側儲能項目面臨收益下降。用戶側儲能又稱表後儲能，分爲工商業儲能和家庭儲能，目前國內以前者爲主，盈利模式主要是靠“低價充電、高價放電”的峰谷價差套利。
“江蘇的新政將上午的高峰時段調整爲平時段，現在每天只有一個晚間的高峰時段了，這使得工商業儲能原本一日‘兩充兩放’的充放電模式需要改爲‘一充一放’或者‘兩充一次高峰放一次平段放’，套利的次數有所減少。同時，以電網代購電價格初步估算，江蘇新政前後的峰谷價差從0.85元/kWh左右降到0.65元/kWh左右，平谷價差將從約0.37元/kWh降到0.28元/kWh，下降幅度約25%，江蘇省內相關的工商業儲能項目收益將受到較大影響。”張佳寧說。
儘管江蘇的分時電價新政出臺令部分項目人士感到措手不及，但多位行業人士指出，分時電價政策將逐步參考電力市場供需形勢進行調整，有利於長期的市場化運作。
張佳寧表示，此前江蘇以用戶到戶電價作爲分時電價計價基礎在全國範圍內屬於“少數情況”，江蘇峰谷浮動範圍基數大，促使峰谷價差變大，疊加“兩充兩放”的模式，使得江蘇成爲國內工商業儲能的投資高地，但是隨着電力市場改革的推進，分時電價的調整將更靈活，更多資方和企業需要調整自身的預期。
誰承壓、誰改變
各地分時電價新政陸續調整之後，一些儲能和發電企業倍感壓力，但這也爲改變的發生創造了契機。
“最近政策調整，我們有些焦頭爛額。毋庸置疑的是，收益模式肯定要創新，無論是和虛擬電廠還是和售電的結合。但是實操過程中，老資產的模式轉變挑戰還是很大的。另外，虛擬電廠一年能帶來的收益目前看來也不多，還有如何打通現貨市場，這些都要根據政策的導向一步步來。”江蘇一位儲能企業投資部管理人士史雲(化名)對第一財經稱。
今年6月起，江蘇將開始全省電力現貨市場長週期結算試運行，將爲儲能企業打開新的政策窗口。根據國家發改委、國家能源局《關於全面加快電力現貨市場建設工作的通知》，2025年底前，福建、四川、遼寧、重慶、湖南、寧夏、江蘇、河北南網、江西、河南、上海、吉林、黑龍江、新疆、蒙東、青海都要啓動現貨市場連續結算試運行。對於史雲和他的同行來說，現貨市場的健全和發展將爲他們提供新的市場機會和收入來源，改變通過固定的峰谷價差套利的單一模式。
受到分時電價調整影響的還有發電企業。
西昌電力近日發佈上市公司公告稱，四川省的分時電價機制調整對公司經營業績會造成一定影響。根據5月用戶目前生產情況及上年同期情況對比，經初步測算，此次分時電價機制調整預計減少公司2025年淨利潤540萬元左右。此前樂山電力也發佈公告稱，經初步測算，四川省本次分時電價機制調整預計減少公司2025年電力業務收益850萬元左右。
“全年增加低谷時長180小時、減少平段時長180小時，並將180小時高峰時段由用電價格相對較高的春秋季調整到價格較低的夏季。工商業用戶結合分時電價機制調整合理安排生產計劃，公司大工業用戶暫不執行尖峰電價，預計全年銷售均價將有所降低。”西昌電力在公告中對減收原因分析稱。
張佳寧告訴記者，雖然分時電價主要是對用戶側的電價進行調節，不直接涉及發電側的上網電價的調整，但是由於政府確定的分時電價對於供電雙方簽訂中長期協議具有價格指導作用，所以可能會對發電企業的收入造成一定影響，形成多級傳導的效應。對於用電時間可靈活調節的電力用戶來說，好處是顯而易見的。“對於發電企業來說，如何理解並順應新的電力供需關係，在降本的同時提高對市場的響應程度，掌握技術、運營與生態整合能力，將是下一階段企業競爭力的重要體現。”