分时电价价差扩大，推动新型电力系统调峰建设

7 月 29 日，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（以下简称《通知》）。《通知》从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四方面，提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。对广受社会关注的峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接 等问题，提出相应政策措施。

新型电力系统加剧峰谷差，分时电价深挖需求侧响应削峰填谷。“碳达峰、碳中和”目标确立以后，以新能源为主体的新型电力系统峰谷差不断扩大，一方面需求侧由于电气化程度加深负荷特性更加复杂，另一方面发电侧由于风 光等间歇性电源比重增加加大系统调峰需求。在此背景下，完善分时电价机制是持续推进深化电价改革、对价格信号及时、准确反映电力供需关系、优化资源配置的必要政策手段。

充分考虑可再生能源特性，峰谷时段根据净负荷曲线调整。2020 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电 量 31663 亿千瓦时，占全社会用电量比重为 32.9%；南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等 8 个电力现货市场试点不间断运行化不补充分的情况下，政策通过分季节按照负荷/净负荷曲线（高比例可再生地区）设臵 峰谷时段和价差电价可推动价格更有效地反映电力供需关系，利用价差引导电力用户错峰用电，实现电力系统负荷 削峰填谷。

高峰、尖峰价差力度扩大，激励用户电力响应同时推动调峰投资合理化。通知明确上年或当年预计最大系统峰谷率 超过 40%的地方，价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1；通知同时要求尖峰时段根据前两年当地最高 负荷的 95%及以上用电负荷时段确定，较峰段电价再上浮不低于 20%；首次提出利用深谷电价机制应对阶段性供大 于求矛盾突出的难题，与新能源发电波动性特征相适应。由于峰谷价差主要影响部门为工商业用户等可间断用户， 我们按照一般工商业电价 0.65 元/千瓦时测算，峰谷价差由 3:1 提升至 4:1 后，平均价差由原来的 0.65 元/千瓦时提 高至 0.78 元/千瓦时，95%尖峰时段价差更提高至 1 元/千瓦时，价差扩大在引导用户错峰用电同时，更有利于提高 用户侧储能投资经济性，推动约占全国用电量 1/4 至 1/3 的广东、江苏、浙江、北京、上海等地区用户侧储能投资。

用电侧分时价差推动发电侧时段电价发展，引导市场电进一步利用价格调峰。当前，电力市场主体在签订中长期合 要求按照负荷曲线签订，但并未按照负荷曲线签订时段价格。用户侧分时电价将进一步推动发电侧降低中长期协议 比例，扩大电力现货市场规模，进一步发挥价格信号作用，引导发电企业通过市场获得合理经济回报，提升企业经 济效益。