在能源转型深入推进、电力供需格局深刻变化的背景下，分时电价成为优化电力资源配置、提升电力系统稳定性和促进新能源消纳的重要手段。
山东省能源局近日印发《2025年新能源高水平消纳行动方案》，提出进一步提升全省新能源消纳能力，保障新能源利用率保持较高水平，大力开展“五段式分时电价”宣传，引导居民、工商业用户等错峰就谷用电。
在能源转型深入推进、电力供需格局深刻变化的背景下，分时电价成为优化电力资源配置、提升电力系统稳定性和促进新能源消纳的重要手段。业内专家指出，山东创新分时电价机制，为新能源消纳腾挪空间，午间新能源消纳能力增加约583.87万千瓦，晚峰用电负荷转移约225.51万千瓦，对推动全国电力市场建设给出“山东方案”。
分时电价机制进入2.0时代
分时电价概念最早可追溯至上世纪40年代的欧美电力市场。彼时，随着工业化进程加速，电力系统面临日益突出的结构性矛盾：高峰时段供电紧张与低谷时段发电能力闲置并存。供需失衡现象催生电力定价机制突破——通过划分高峰、平段、低谷差异化时段，以价格信号引导用户用电行为，优化全社会电力资源配置。
我国分时电价政策起步较晚，但近年发展势头迅猛，已成为电力市场化改革的重要举措。早期，江苏、浙江、北京、上海等地率先试点探索。2021年，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地优化峰谷时段划分、扩大电价浮动区间。2023年起，山东、山西等新能源大省进一步提出“动态分时电价”，根据“风光”出力情况实时调整价格，开创新能源消纳的新模式。
山东在全国范围内率先构建“五段式”分时电价体系，成为全国首个实施“深谷电价”省份。该体系突破传统“峰—平—谷”三段式定价模式，将全天划分为“尖峰、高峰、平段、低谷、深谷”五个时段，形成更加精准的价格信号。以今年4月35千伏一般工商业电价为例，新能源大发时段的11:00—24:00设为深谷时段，执行0.25元/千瓦时超低电价；晚高峰17:00—22:00电价升至1元/千瓦时，用电最紧张的17:00—20:00尖峰时段电价为1.2元/千瓦时。
“2024年，分时电价引导山东增加‘风光’等新能源消纳量23亿千瓦时。”业内专家指出，山东“五段式分时电价”阶梯式价格设计，实现电力市场精细化调控，推动我国分时电价机制正式迈入“精准定价、动态响应、源荷互动”为特征的2.0时代。
电费账单“瘦身”
随着我国电力市场化改革持续深化，分时电价机制通过精准的价格信号有效引导需求侧响应，实现社会用能成本的整体下降。行业统计数据显示，2023年我国实施分时电价政策的地区，平均社会用电成本降低5%—8%，其中江苏等工业大省推动重点企业平均用电成本下降超10%。
分时电价实施红利在各行各业充分显现。在山东省政府近日召开的新闻发布会上，山东省发改委副主任刘勇用一组案例予以说明：在工商业领域，东营市广饶县一家大型轮胎制造企业年用电量近4亿度，通过把原来耗电量巨大的硫化工艺环节调整到低谷、深谷时段，1年可节省电费超8000万元；在现代农业领域，潍坊青州市一家花卉种植企业采用“错峰温控”模式，将兰花培育的关键加温时段精准匹配电价低谷期，年用电成本下降10%；在居民生活领域，电动汽车用户可将充电桩设置在低谷、深谷时段自动充电，按照每周充一次计算，全年充电电费可降低30%左右。
在分时电价机制下，储能系统通过“低储高放”的运营策略，进一步创造经济效益。山东按照“建成一批、开工一批、储备一批”原则，滚动推进储能项目建设。截至2024年底，山东新型储能在运规模达到717.7万千瓦，较2022年底增长3.6倍。压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储热等新技术项目顺利落地，储能技术实现多元发展。
“我们100兆瓦/200兆瓦时的储能项目通过精准把握分时电价差，实施每天‘两充两放’的运行策略，经济性明显提升，项目年收益达2000万元。”某储能项目负责人指出，分时电价政策拓展了储能发展空间，既实现新能源消纳社会效应的同时，又创造市场价值。
各地差异化探索成合力
虽然分时电价在各地的探索成效显著，但全面推广仍面临多重挑战。“现行电力市场以行政定价主导，市场发现价格要统筹考虑低收入群体用电支出增加的可能，存在平衡民生保障、产业转型等多重压力。技术层面受限于新能源预测精度和网荷储数据割裂问题，制约电价响应能力。”业内专家指出，分时电价改革必须与电力市场建设、电网升级和社会发展协同推进，采用渐进式发展路径。
各地正因地制宜探索符合区域发展特色的分时电价实施路径。《中国能源报》记者梳理发现，目前有超过20多省区推出差异化分时电价政策。比如，甘肃构建新能源+储能+特高压”三者协同的消纳体系，通过跨省电力交易机制将午间光伏大发时段富余电力输送至东部负荷中心，同时对配套储能电站实施补贴激励政策，推动省内弃风弃光率同比下降3.2个百分点；广东更则率先深化电力市场化改革，建立全国首个储能容量交易市场，允许储能参与日前现货市场交易，并在迎峰度夏用电高峰期间实施弹性电价机制，极端情况下允许电价最高上浮80%。
“目前，全国多数地区仍沿用固定时段定价模式，难以完全匹配新能源出力的实时波动，普遍存在峰谷价差不足3:1情况，削弱价格信号的激励效果。同时，储能基础设施建设进度滞后制约了系统调节能力。”业内专家建议，运用大数据、人工智能等技术提升新能源预测精度，实现电价时段动态优化。简化交易流程，增强价格信号透明度，引导负荷曲线与新能源发电曲线相契合。建立与电力现货市场、辅助服务市场的协同机制，并将分时电价与需求响应、绿电交易等工具有效衔接，降低新能源消纳的社会总成本。
文丨本报记者 卢奇秀