第一篇：北京峰谷電價補貼政策將統一

北京峰谷電價補貼政策將統一

時間:2015年08月26日 來源:新京報 作者:新京報

分享到：

0

根據近日下發的《關于完善北京農村地區“煤改電”、“煤改氣”相關政策的意見》規定，今年北京市峰谷電價補貼政策將統一，農村地區“煤改電”居民也可享受到與城區一樣的補貼，即在供熱季低谷電價時段，每度電只需花1毛錢。

北京市峰谷電價補貼政策將統一

《關于完善北京農村地區“煤改電”、“煤改氣”相關政策的意見》（以下簡稱《意見》），由北京市社會主義新農村建設領導小組綜合辦公室、市發改委等4部門聯合印發。

北京市發改委能源處相關負責人介紹，從今年開始，“煤改電”補貼政策將擴大到農村地區，農村地區的煤改電也將享受與城區一樣的補貼標準，由市、區縣兩級財政各補貼0.1元/千瓦時，這樣，農村“煤改電”居民冬季夜間用電的電價也將是0.1元/千瓦時。

此前，北京地區“煤改電”在采暖季每千瓦時電量收費0.3元，但是城區居民享受補貼標準為0.2元/千瓦時，也就是說居民本人只需要每度電花0.1元；但是農村地區則不享受該補貼，使用成本相對較高。

此外，農村地區的峰谷電價優惠時段也將統一。農村“煤改電”用戶享受谷段電價優惠的時間與城區“煤改電”用戶相統一，即谷段由現在的22:00至次日6:00調整為21:00至次日6:00。

電采暖比燒煤省一千多元

根據《意見》，北京將允許農村地區部分散戶居民享受峰谷電價政策，在郊區村莊電力負荷有富余，暫不需要實施電力提升改造工程的村莊，允許部分住戶采用電采暖。居民需要向所在村申請，由所在村進行審核，鄉鎮（街道）將各村的申報集中組織起來，報各區縣政府主管部門和電力公司聯合審批，電力公司負責村莊電力負荷評估和設計安裝。

居民申請獲批后，國網北京市電力公司將給予安裝峰谷電價表，并享受峰谷電價優惠政策。

以平均每戶兩間房30平方米計算，安裝兩臺3.2千瓦的電采暖器，每晚9時至早6時加熱9小時，每小時耗電6.4度，在低谷電價時段每度0.3元，每天采暖費約為17.28元，一個采暖季以150天計花費2592元左右。居民拿到補貼后，每戶最終平均花費864元左右。

同樣大小房間，燒煤取暖一個冬天一般需要1200塊蜂窩煤以上，大約花費近兩千元。兩者相比，電采暖每個冬季可節省1千多元。

《意見》顯示，北京市大力推廣市政天然氣管網入村工程。目前農村居民購氣比城區高2元／立方米，今后農村居民可享受財政補貼，從而實現與市政管網天然氣價格統一，補貼資金由各區縣政府“減煤換煤，清潔空氣”專項資金中解決。具體辦法由區縣政府研究制定。

第二篇：發改委上網電價補貼政策

國家發展改革委關于完善 太陽能光伏發電上網電價政策的通知

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范太陽能光伏發電價格管理，促進太陽能光伏發電產業健康持續發展，決定完善太陽能光伏發電價格政策。現將有關事項通知如下：

一、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。

（一）2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、我委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。

（二）2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

二、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。

三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電量按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。

四、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

國家發展改革委 二○一一年七月二十四日

第三篇：安徽省峰谷分時電價方案

安徽省峰谷分時電價方案

峰谷分時電價標準依據安徽省物價局皖價商[2011]210號文件規定執行。

1、實施范圍

由供電企業直接抄表到戶的一戶一表居民用電按自愿申請的原則實施；

受電變壓器總容量在315千伏安及以上的大工業用戶（不含中小化肥企業）；

用電容量在50千瓦及以上的電熱鍋爐及冰（水）蓄冷空調； 用電容量在100千伏安及以上的一般工商業用戶。

2、時段劃分

我省分時電價劃分的時段： 居民采用兩段制：

平段：8:00—22:00共14小時； 谷段：22:00—次日8:00共10小時。其它用電客戶采用三時段：

高峰：9:00—12:00，17:00—22:00，共8小時；

平段：8:00—9:00，12:00—17:00，22:00—23:00，共7小時； 低谷：23:00—次日8:00，共9小時。

3、峰谷分時浮動幅度

居民客戶生活用電采用兩段制電價，即平段用電價格在原銷售電價的基礎上每千瓦時上浮0.03元；低谷電價在原銷售電價的基礎上每千瓦時下浮0.25元。

歸并非普工業、商業和非居民照明用電為一般工商業用電，原非普工業、商業和非居民照明用戶執行一般工商業電價，執行分時電價。電熱鍋爐、冰（水）蓄冷空調用電、一般工商業和大工業客戶，峰谷分時浮動幅度：高峰電價在平段電價基礎上上浮55%，低谷電價在平段電價基礎上下浮41%。每年7、8、9月的高峰電價在平段電價基礎上上浮65%。

按照國家規定，電價中的政府性基金、附加不參加峰谷浮動調整。

第四篇：廣西電網峰谷分時電價方案

廣西電網峰谷分時電價方案

一、適用范圍

1、凡由自治區主電網供電(含躉售轉供)的大工業用電，300千伏安及以上的普通工業用電和非工業動力用電均實行峰谷分時電價。

2、城鄉居民生活用電，商業用電，農業排灌用電，黨政機關、部隊、學校、醫院、科研等事業單位的非居民照明用電和容量不足300千伏安(千瓦)的非工業、普通工業用電，暫不實行峰谷分時電價；但以上用戶要求實行峰谷分時電價時，供電部門可予辦理。

3、與主電網聯網的地、縣電網、地方電廠、用戶自備電廠的購網電量和上網電量，也實行峰谷分時電價，具體辦法和執行時間另定。

二、峰谷時段劃分

高峰時段：8：00~11：00

18：00~23：00 共8小時

低谷時段：23：00~7：00 共8小時

平常時段：7：00~8：00

11：00~18：00 共8小時

三、峰谷分時電價

1、峰谷分時電價全年分豐水期峰谷分時電價和枯水期峰谷分時電價，分別在豐枯水期電價的基礎上浮動，高峰時段提高電價，低谷時段降低電價，對用戶的銷售電價具體浮動比例如下：

高峰電價=當月豐(枯)水期電價×(1+60%)

低谷電價=當月豐(枯)水期電價×(1-60%)

平段電價=當月豐(枯)水期電價

2、對用戶實行峰谷電價的內容為不含原電力建設基金0.02元、三峽工程建設基金、城市公用事業附加和價區加價的電度電價，實行兩部制電價的大工業基本電價不實行峰谷浮動。

3、本辦法頒布后，申請實行峰谷分時電價的用戶一律按本辦法的規定執行。

四、其他規定

1、原已實行峰谷電價的用戶在2002年底前仍采用原來的標準，新用戶按新辦法執行。

2、根據《電力供應與使用條例》規定應加收線損、變損電量的用戶，其線損、變損電量按平段電價計費。

3、對執行功率因數調整電費的用戶，功率因數考核辦法、標準不變，功率因數按峰、谷、平總電量算，調整電費按基本電費和電度電費(不含原電力建設基金0.02元、三峽工程建設基金、城市公用事業附加和價區加價)的總額計算。

4、實行峰谷電價的用戶，凡有居民生活用電、非居民照明用電、不同電價的工業用電或其他轉供用電等(分表)經分時計量總表通過的，分表也應安裝分時計量電表，每月同時段電量相減后計算電費；若分表未裝分時電表，計費時在總電量中先扣除分表電量，剩余的動力電量采用總表所計的峰、谷、平段電量比例，分別計算各時段的動力電費。

5、峰谷分時計量裝置由供電企業安裝，峰谷分時計量裝置資金由供電企業解決。

6、未安裝峰谷分時計量裝置的用戶，不能按峰谷分時電價計費。

7、峰谷分時計量裝置發生故障停用期間暫按平常時段電價計費。裝置的誤差超差，按一般電表超差管理規定，分時段處理。

8、適用范圍內的用戶執行峰谷分時電價，遇到的問題，請及時向自治區物價局和自治區經濟貿易委員會反映。

9、在對躉售單位按總表實施峰谷分時電價的具體辦法未定之前，主電網供電企業仍按現行辦法結算躉售電費，轉售單位對用戶實行峰谷電價盈收或欠收的電費自行處理。

五、實施時間

本辦法自2002年元月1日起實行。

峰、平、谷期用電時間段劃分：高峰時段（9：00—11：30、14：00—16：30、19：00—21：00）、平時段（7：00—9：00、11：30—14：00、16：30—19：00、21：00—23：00）、低谷時段（23：00—次日7：00）。

目前大工業用戶和用電容量200千伏安及以上非普工業用戶實施分時電價的電能銷售電價峰谷時段劃分如下：

高峰8小時：9：00——12：00，17：00——22：00。

平段7小時：8：00——9：00，12：00——17：00，22：00——23：00。

低谷9小時：23：00——次日8：00。

各時段的銷售電價標準如下：

平段執行國家價格主管部門頒布的目錄電價；高峰目錄電價在平段目錄電價基礎上上浮60％；低谷目錄電價在平段目錄電價的基礎上下浮50％。此外，為避免夏季高峰時刻用電負荷過重，而超出電力系統的發電能力，減輕負荷需求對電網產生危害，每年7、8、9三個月高峰目錄電價在平段目錄電價基礎上上浮70％。

大工業用戶和用電容量200千伏安及以上非普工業用戶無需對計量裝置進行再投資。

居民分時電價執行：

凡由供電企業直抄到戶的一戶一表居民客戶均可自愿選擇實施。居民客戶在申請實施分時電價時，需交納150元的改造費用，執行標準安皖價服[2004]87號文件精神。同時，居民客戶在申請時必須承諾不再改回原計價方式，以及不發生拖欠電費行為。

居民客戶分時電價執行時段分為平、谷兩個時段，其中：

平段：8：00——22：00

谷段：22：00——次日8：00

居民客戶分時電價執行標準：

平段用電價格在原銷售電價的基礎上每千瓦時上浮0.03元，即城市居民為每千瓦時0.5888元，農村居民為每千瓦時0.587元。

低谷電價在原銷售電價的基礎上每千瓦時下浮0.25元，即城市居民為每千瓦時0.3088元，農村居民為每千瓦時0.307元。

根據國家發展改革委發改價格[2003]1152文“關于對電價違法行為進行整改規范電價管理有關問題的通知”精神，供電企業要嚴格按照國家批準的銷售電價政策執行，并在2003年內取消用電上的各種優惠措施。

不知以上答復是否解決了您的疑問，同時謝謝您對用電業務工作的支持。

蕪湖供電公司電費電價部

2004－7－28

第五篇：峰谷分時電價作用與研究

峰谷分時電價的應用研究

ABSTRACT:Time of use(TOU)price is the important DSM measurement, has been playing a very important role in the power industries.Peak-valley electricity price can be used to shift load from peak time to valley time, to reduce the investment in the power industries of the generation side, to improve the reliability of power supply and to decrease the customers’ expense on electricity, etc.In order to ease the problem of growing power shortage, peak-valley electricity price has been adjusted and promoted in some years, and it achieved positive results.The basic principle of peak-valley electricity price

is summarized, and the advantage is discussed in this paper.The peak-valley electricity price applications to china and the problems of it are analyzed.the development trend of peak-valley electricity price are pointed out.Finally, this paper point out the importance of peak-valley electricity price in the development of future grid and predict the application prospects for peak-valley electricity price.KEYWORDS：peak-valley electricity price;TOU;DSM 摘要：分時電價作為電力需求側管理的重要手段，正在電力行業中發揮越來越大的作用。實行峰谷分時電價可以實現削峰填谷、減緩發電側電力投資、提高供電可靠性、減少用戶電費等好處。為緩解我國日益嚴重的電力緊張局面，國家近年來一直在大力調整和推廣峰谷電價，并取得了積極的成果。本文講解了峰谷電價的理論基礎，指出了峰谷電價的優點，總結了峰谷電價在我國實施的情況及面臨的一些問題，分析了峰谷電價未來的發展趨勢，指出了其在未來電網發展中的重要地位，展望了峰谷電價的發展前景。

關鍵詞：峰谷電價；分時電價；需求側管理

0 引言

近年來，隨著國民經濟的快速發展和人民生活水平的不斷提高，社會電力需求快速增長，導致電煤供求緊張，缺電現象日益嚴重。全國各地電網年最大負荷、年最大峰谷

差、年平均峰谷差率逐年上升，電網平均負荷率和發電機組利用小時數呈總體下滑。高峰負荷的過快增長，導致各地陸續出現高峰電力短缺狀況，給經濟發展和人民生活帶來了負面影響。為應付過大的電網峰谷差，國家不得不投入巨資建設調峰電廠、抽水蓄能電站，依靠擴大投資規模增加裝機容量來滿足短暫的尖峰用電。這樣做耗資巨大，且會進一步提高發供電成本，很不經濟，難以實現能源資源、自然環境和電力消費的可持續健康發展。

實行需求側管理（DSM）可以合理的安排用電時間，改善用電方式，有效的提高終端用戶用電效率，緩解高峰電力短缺狀況，滿足經濟和社會發展的用電需求。峰谷分時電價是一種有效的DSM措施，峰谷分時電價是指為改善電力系統年內或日內負荷不均衡性，反映電網峰、平、谷時段的不同供電成本而制定的電價制度。其目的在于以經濟手段激勵用戶主動改變消費行為和用電方式，進而達到移峰填谷、提高負荷效率的效果。這種方法通過不同時段的電價差使用戶出于節省成本的目的，將一部分用電量從高峰時段轉移到平段或低谷時段，減少峰谷負荷差，減少備用容量，提高機組使用效率，減少資源浪費。

本文首先解釋并分析了峰谷分時電價的理論基礎，并對制定和調整峰谷分時電價主要涉及的執行用戶范圍、峰谷時段劃分、峰谷電價比設定以及以定期調整分時電價等問題進行了簡要闡釋。然后對峰谷電價在我國實施的情況和目前面臨的一些問題進行了簡要的概括，指出了實行峰谷分時電價的作用、好處以及不足和相關的改進措施等。最后分析了分時電價未來的變化趨勢，指出了分時電價在未來電網發展中的重要性，并展望了其發展前景。1 峰谷電價理論

電力生產具有特殊性，發、供、用電同時完成。發、供電環節的生產運行要隨負荷的變化而變化，從而成本也隨之變化。相對于一般時刻電能成本來說，高峰時刻電能成本較高，而低谷時刻的電能成本又因諸多因素的限制而降不下來。若能減少高峰時刻的用電量，增加低谷時刻的用電量，即可降低高峰時刻的生產成本，更充分利用低谷時刻的生產成本，從而起到降低電能生產成本、充分利用電能的效果。

電價偏高時，用戶會減少電能的消費，電價偏低時，用戶會增加電能的消費。峰谷分時電價就是利用這個原理，通過合理的峰谷時段與峰谷電價，使用戶自覺的調整在不同時段的用電負荷，從而實現削峰填谷、緩解高峰用電緊張的目的。

實行峰谷電價的好處是多方面的：可以減緩電力部門發、供電設備的建設投資；用戶可通過加強用電管理，挖掘潛力，減少動力成本費用支出；負荷曲線“削峰填谷”，能使電能得到充分利用，電網安全性增強，電力資源配置趨于更優。

峰谷電價充分發揮了電價在電力資源配置中的杠桿作用，其核心在于電價的制定，這也是電力行業改革的核心問題。電價的制定既要在消費者與電力企業之間平衡，又要在發電企業與供電企業之間平衡，通過各方的博弈實現各方利益的平衡，并且這種利益要足以驅動各方實施峰谷電價的積極性。

在遵循成本原則、合理利潤原則和用戶公平原則的基礎上，常用的峰谷電價制定方法有兩種：邊際成本法和會計成本法。

邊際成本指由于用電需求的微小變化所引起的發供電總成本的變化量，隨用電的特性、地點、時間以及發供電設備和資源的緊缺程度的不同而不同。邊際成本法反映的是將來的成本，反映的是經濟成本的變動趨勢，能真實地反映未來資源的價值，使資源得到最優配置。采用邊際成本法能反映不同用電電壓、不同負荷特性用戶的實際供電成本，且峰谷電價的設計和計算不需單獨進行。問題在于實際使用時影子價格的確定比較困難，通過生產模擬得到的運行成本與系統的實際運行有一定的差距。

會計成本法指由總的供電成本加一定

利潤計算得到綜合成本，再從用戶公平原則

出發，按照用電方式、用電特點將用戶分成幾大類，將計算出的綜合成本在這幾大類用

戶中進行分攤，從而得到不同用戶的電價。

用會計成本法制定峰谷電價時，可將時段劃

分好后，分別計算各時段的會計成本，并分

時段進行用戶成本的分攤。會計成本法反映的是過去的沉沒成本，無法反映未來資源的價值，成本在各類用戶中分攤時采用的方法

也不完善，但它反映了實際發生的成本，且

較為簡單和容易理解。

目前我國制定峰谷電價的一般方法為：

首先根據電網典型日負荷曲線確定分時電

價的時段，再根據電網在各個時段的機組運

行情況測算出各個時段的固定成本和變動

成本，根據一定的資金利潤率水平計算利潤，并把利潤計入成本中，得到一個綜合成本

(生產價格模型)；對用戶進行分類，把所得

到的綜合成本在各類用戶中進行分攤。分攤

時采用“高峰負荷責任法和電量法”，即用

各類用戶在系統最高負荷時間的負荷占系

統負荷的比重作為權數來分攤固定成本，用

各類用戶用電量占系統售電量的比重為權

數來分攤變動成本，從而得到各類用戶的電

價[1]。

通過峰谷分時電價這一經濟杠桿，可以

使用戶在電費支出上權衡利弊，從而采取措

施，降低峰段用電量、開發谷段用電量，進

而提高電網負荷率，緩解高峰電力緊張局面，使供電負荷趨于均衡。實踐證明，實行峰谷

電價可有效緩解部分地區高峰季節和高峰

時段電力短缺狀況，滿足經濟和社會發展的用電需求。我國峰谷電價現狀及存在的問題 從20世紀80年代初開始，我國就有部

分省市先后推行峰谷電價，1994年開始在全國范圍逐步推行，期間執行范圍由最初僅有的大工業及非普工業拓展至大工業、非普工業、農業生產、商業以及非居民等五大用電分類。在此期間，峰谷電價電量逐年增長，轉移了大量的高峰負荷，社會效益明顯。以河北唐山為例，在2001年至2007年間，執行峰谷電價電量由69.25億kWh增至294.47億kWh，占當年售電量的份額由2001年的54.34%躍升至66.43%，期間執行峰谷電價電量年均增長27.28%，轉移高峰負荷達到50萬kW[2]。

但我國現行峰谷分時電價也存在一些問題：

1）峰谷電價時段的劃分

目前我國各地區峰谷時段劃分大都是僅停留在對全社會總的用電負荷資料的一般性加工、整理和定性分析上，缺乏科學的理論根據。有必要結合電力負荷曲線的峰谷分布特征，建立峰谷分時電價的時段劃分模型，并在此基礎上制定更加合理的峰谷時段，對優化資源配置、提高社會的經濟效益具有重要的現實意義。

2）峰谷電價比的設定 國家早期實行分時電價，一般采用的是峰段電價比平段高50%，谷段電價比平段低50%，峰谷電價比為3∶1的方式，有一些省份仍在實行這一標準。然而這以電價比并不足以激勵企業避峰用電和達到理想的削峰填谷作用。

設定合理的峰谷電價比是決定峰谷電價的關鍵，更是決定削峰填谷效果的關鍵。峰谷電價比過低，價格杠桿的調節作用明顯減弱，峰谷分時電價失去了應有的優化調節作用。峰谷電價比過高，又可能造成用戶反應過度，導致高峰時段產生較大漂移，甚至產生峰谷倒置，造成調峰失敗。此外，峰谷電價比設定的不合理，還可能影響用戶的平均單位購電成本，增加用戶的負擔[3]。

3）峰谷電價政策缺乏靈活性 峰谷時段劃分方案制定后，在很長一段時間內不進行改動調整，缺乏相應靈活性。電價對負荷有控制作用，負荷隨電價的變化而變化。在實行峰谷電價后若不考慮負荷曲線的變動，電力系統的運行會偏離預期的最優方式。因此對峰谷分時電價要有適當的頻率進行調整才能應對變化的電力供需。從國內的情況看，對于新實施分時電價的省份應該3～6個月調整一次，實施時間較久的省份也不應該長期不變，可以每年做一個總結，根據情況決定是否調整。

4）上網側峰谷電價的困境

上網側分時電價政策可以起到激勵調節性能好的電源建設，提高能源利用效率和實現資源的優化配置的作用。在充分競爭的電力市場環境下，該政策可以吸引發電機組積極參與系統調峰，有利于保障電力系統的安全運行。我國的上網側分時電價包括峰谷電價和豐枯電價兩種形式。自1999年1月1日四川省開始實行上網側分時電價起，河南、湖南、安徽、江蘇四省份陸續開始實行上網側分時電價。其中，以火電為主的河南、安徽和江蘇僅實行上網側峰谷電價，而以水電為主的四川和湖南同時實行了上網側峰谷和豐枯電價。但 2011年之后，河南、湖南、安徽先后停止了上網側分時電價政策，目前僅江蘇和四川兩省仍在實行[4]。

不同電源之間利益的不平衡，供電與發電企業利益的糾葛，價格主管部門對電價的控制，調整機制的缺乏，使得上網側峰谷分時電價執行不暢。這不但不利于調動發電企業調峰的積極性，長久下去也不利于實行峰谷電價的供電企業規避風險。上網電價沒有與銷售電價聯動，峰谷分時電價沒有真實的反映發電成本，不能充分發揮電價杠桿調節發、輸、供、用各環節的作用，也不利于電力體制的改革和電力市場的發展。

峰谷分時電價實施的效果依賴于合理的峰谷時段劃分和相應的峰谷電價，而峰谷時段的劃分又涉及到用戶響應的問題。用戶是多種多樣的，不同的用戶會對不同的分段和峰谷電價比有不同的響應，這就造成了峰谷電價問題的高度復雜性。實施峰谷電價之前，應對負荷數據進行全面深入的分析，對實施峰谷分時電價后的各類用戶響應作出大致的擬合和預測，并依此為重要參考依據，擬合出一個相對合理的峰谷時段和峰谷電價比。然后建立動態調整機制，確定調整峰谷電價的頻率以適應實行峰谷電價后的新的負荷曲線。在發電側應當爭取實行上網峰谷分時電價，建立發電側與供電側的合理的雙邊價格聯動機制，以調動發電企業的調峰積極性和供電企業的風險意識，為電力市場的進一步改革打下好的基礎。此外，各省電網由于經濟發展和用電量的不同，峰谷電價比也應有所不同，而且應該根據具體的執行情況和經濟發展趨勢進行一定的調整[5]。峰谷電價未來的發展

3.1 擴大峰谷電價范圍

現階段峰谷分時電價在我國主要應用于工業用戶，而居民與商業用電成為尖峰期的主要用電需求，且過分集中某一時點，加大了電力系統調峰的壓力。因此要進一步擴大分時電價的應用范圍，將峰谷分時電價普遍推廣到商業與居民用電領域。

目前居民和商業用電的增長點集中于空調設備和儲熱式電熱水器等用電設施，雖然其在用電總量中所占的比重并不大，但其絕對數仍很大，而且是我國電力消費未來的熱點與快速增長點。隨著現代商業、電子商務與網絡營銷的發展，商業服務已突破時空限制，這為商業用電負荷從高峰轉移到低谷創造了條件。同時隨著電熱技術和低谷電蓄冰蓄熱技術的發展，低谷蓄電成為可能，大量空調、蓄熱式熱水器進人居民家庭，為居民用戶實施峰谷分時電價創造了條件。

面對全國大面積限電的形勢，全面推行峰谷分時電價勢在必行，居民用電分時電價很快就會在全國推廣。國家發改委發布的《關于完善居民階梯電價制度的通知》中，要求在保持居民用電價格總水平基本穩定的前提下，全面推行居民用電峰谷電價，鼓勵居民用戶參與電力移峰填谷。

傳統電表無法滿足峰谷分時電價的計量要求，因此在推廣居民用電峰谷電價時，需要對現有居民電表進行峰谷分時電表的改造。這雖然需要一定的投資，但從長遠看，其總體效益是好的。在剛開始推廣時，政府和供電企業應加大政策宣傳并采取一些鼓勵性的措施，來觸發居民用戶參與峰谷電價的積極性。目前峰谷分時電價已率先進人上海市商業與城鎮居民家庭，取得了不錯的效果，其相關經驗值得其他地區借鑒[6]。3.2用戶響應問題

峰谷分時電價實施的效果依賴于合適的峰谷時段劃分和相應的峰谷電價，而峰谷

時段的劃分又涉及到用戶響應的問題。用戶

是多種多樣的，不同的用戶會對不同的分段和峰谷電價比有不同的響應，這就造成了用戶響應問題的高度復雜性。用戶對分時電價的不同響應帶給供電企業不同的收益，也使其產生了更多的經營風險。

不同地區、不同行業對電價的承受能力和反應程度不同，峰谷分時電價應為不同用戶制定不同的標準。例如應該對有削峰填谷潛力的企業加大峰谷分時電價力度，而對于削峰能力差、可能產生峰谷漂移甚至倒置的企業或行業要注意控制，適當調減峰谷差價。因此可分析研究不同行業對電價的反應程度，將其劃分為幾大類，再進行合理的電價調整。

由于不同用戶對分時電價響應的不同，未來對不同用戶制定不同的峰谷時段和峰谷電價勢在必行。供電企業面臨這種形式就要對自己供電范圍內的各類用戶分時用電情況按季度或進行統計分析，并及時向相關管理機構申請調整分時電價，規避可能的收入風險。

3.3建立分時電價動態博弈聯動機制 分時電價削峰填谷效益的分享應該由發電側、供電側和用戶市場力大小客觀決定。效益分享通過電價傳遞。

對發電側，各電廠根據歷史負荷狀況計算各時段單位發電成本，并以實現自身利益最大化為目標確定各時段電價水平參與競價；對供電側，需求側分時電價的制定受分時成本即上網分時電價的影響，基于競價的上網分時電價，以自身利益最大化為目標確定需求側分時電價，實現削峰填谷；對電力用戶，以自身用電平均電價水平最低為目標，根據需求側分時電價確定各時段用電行為。

用戶按照需求側分時電價制定的自身用電行為，通過改變用電負荷影響發電側的分時發電成本；分時發電成本的改變促使發電側重新制定上網分時電價；上網分時電價的變化導致供電側分時成本變化，供電側在新的分時成本基礎上重新制定需求側分時電價；新的需求側分時電價又通過電價信號改變用戶的用電行為[7]。

這樣，發電側、供電側和用戶三方分別通過決策上網分時電價、需求側分時電價和分時段用電行為相互影響，通過重復動態博弈最終達到聯動均衡。均衡時的各環節電價中包含了負荷引導信號、風險規避信號和利益分配信號，實現了由市場自身決定分時電價效益的合理分享。3.4分時電價的多樣化

電力負荷的多樣性決定了分時電價的多樣性。為了利用電價解決高峰電力緊缺問題，除了采用峰谷分時電價之外，還可以采用尖峰電價、季節電價、可中斷電價等電價，通過多種電價的結合，更好的利用經濟杠桿解決高峰電力緊缺問題。

尖峰電價是在峰谷電價的基礎上發展而來，其基本理念是認為，一年內尖峰負荷僅在少數幾日的部分時段出現，通過對這些時段針對性地實施極高的尖峰電價能有效地減少或轉移負荷，取得比常規峰谷電價更好的效果。其與峰谷電價最大的區別是尖峰電價僅在一年內的少數“緊急日”執行，且只預先規定一年最多執行天數，但不規定具體日期，而是由電力公司根據預測(如由于天氣或其他原因，系統可靠性受到威脅，電力批發市場價格極高)提前一天或數小時通知用戶。

尖峰電價比遠高于峰谷電價比，且執行時間較短，用戶更愿意響應，國外研究和實踐表明：尖峰電價的效果好于峰谷電價，配有技術手段的尖峰電價項目效果最好，能降低近30%的高峰負荷[8]。

電力負荷在不同季節具有不同的最高和最低負荷，夏、冬兩季因為制冷、取暖的原因，其負荷明顯高于春、秋兩季。這種用電特性的多樣性就促使了季節電價的產生，季節電價是一種反映不同季節供電成本的電價制度，其在夏、冬兩季的電價要高于春、秋兩季的電價。制定季節電價的主要目的在于抑制夏、冬兩季平均負荷的過快增長，以減緩電力設備投資，降低供電成本。

可中斷電價是電力公司提供給實施可中斷負荷用戶的優惠電價。當系統高峰時段電力供應不足時，電力公司可以按照預先與這些用戶簽訂的可中斷電價合同暫時中斷用戶部分負荷，從而減少高峰時段電力需求，改善負荷形狀，延緩電廠建設，提高系統整

體經濟效益。由于可中斷電價的參與用戶是自愿性質，因而可以減少因中斷負荷造成的不良社會影響。同時由于大多數參與用戶為大工業用戶，削峰效果顯著，電力公司也比較容易掌握。實施可中斷電價也是美國等經濟發達國家削減高峰負荷的主要手段之一。

實施靈活的多種多樣的電價政策，能夠充分發揮電價在電力資源配置中的杠桿作用。以中國臺灣地區為例，其自1979年起通過實施峰谷分時電價、可中斷電價、季節性電價等政策措施，有效的轉移了高峰電力，緩解了高峰電力短缺狀況，滿足了經濟和社會發展的用電需求取得了積極的成果[9]。3.5 逐漸向實時電價轉變

實時電價是一種以市場需求預測為基礎，結合長期邊際成本和短期邊際成本，通過市場來定價的一種新型電價制度。實時電價能精確反映每天各時段負荷及供電成本的變化，并隨時傳遞供電成本的信息給用戶，使用戶在可能的范圍內調整自己的用電量。其本質上是分時電價發展的高級階段，克服了分時電價時段長、價差幅度小、缺乏靈活性等缺點，它能隨時段的變化而變化，快速應對發供電成本的變化，引導用戶合理用電，優化資源配置[10]。

目前實時電價在一些工業發達國家的電力公司中廣泛應用，相關實踐證明，實時電價是電價市場化的最佳選擇，是市場經濟發展的必然趨勢。我國也要順應世界電力改革與市場化潮流，積極創造條件，由分時電價向實時電價轉變。

4結論

峰谷電價的實施，起到了削峰填谷、緩解高峰電力緊張、提高負荷率的作用，改變了以往主要依靠行政手段乃至拉閘限電調節電力供求的做法。利用經濟杠桿引導用戶合理用電，是符合市場經濟運行規則的有效手段，是對多方都有利的多贏舉措。同時實行峰谷電價也有利于解決目前電力市場中存在的嚴重的“交叉補貼”現象，為電力市場的改革打下良好的基礎。

關于峰谷電價的制定已經有了很多的研究，相應的算例分析也取得了一定的成果。但這些理論尚不能對峰谷電價進行全面客觀的分析，仍需進一步研究。此外，作為一個價格政策，峰谷電價的進一步健康發展需要電價形成機制、技術管理和運行管理制度的不斷健全和完善以及全社會的共同關注。隨著改革的不斷深入和相關機制的健全，峰谷分時電價機制將會愈加完善，并在未來電網與電力市場的發展中占據重要的地位。

Wu Yunsheng，Zhong Wen，Jiang Yeqing．Analysis and study on current status of peak and off peak electricity tariff and their development trends[J]．Electric Power Technologic Economics，2005，17(2)：10-13+17(in Chinese)．

參考文獻

[1] 董軍，王文龍．峰谷電價的研究[J]．華北電力技術，1995，06：1-7．

[2] 熊長虹，劉洪華．對峰谷電價執行范圍調整的思考與建議[J]．電力需求側管理，2014，16(2)：41-44． XiongChanghong，Liu Honghua．Considerations and suggestions of peak and valley price implementation range adjustment[J]．POWER DSM，2014，16(2)：41-44(in Chinese)．

[3] 陳淑萍，梁芳．峰谷分時電價在城市電網中的應用分析[J]．中國電力教育，2007，S4：269-271．

[4] 黃弦超，張粒子，陶文斌．上網側分時電價設計[J]．電網技術，2013，37(5)：1317-1322．

Huang Xianchao，Zhang Lizi，Tao Wenbin．Design of time-of-use generation price[J]．Power System Technology，2013，37(5)：1317-1322(in Chinese)．

[5] 趙娟，譚忠富，李強．我國峰谷分時電價的狀況分析[J]．現代電力，2005，22(2)：82-85．

Zhao Juan，Tan Zhongfu，Li Qiang．Analysis of time-of-use(TOU)power price in china[J]．Modern Electric Power，2005，22(2)：82-85(in Chinese)．

[6] 熊虎崗，程浩忠，章文俊，等．峰谷分時電價對上海市居民用戶用電特性影響分析[J]．電力需求側管理，2006，8(6)：17-20．

XiongHugang，Cheng Haozhong，Zhang Wenjun，et al．Analysis of the peak-valley TOU tariff effect on Shanghai residential electricity charactristics[J]．POWER DSM，2006，8(6)：17-20(in Chinese)．

[7] 李俊，劉俊勇，謝連芳，等．發電側與供電側分時電價動態博弈聯動研究[J]．電力自動化設備，2012，32(4)：16-19．

Li Jun，Liu Junyong，XieLianfang．Dynamic game linkage of TOU pricing between generating side and retail side[J]．Electric Power Automation Equipment，2012，32(4)：16-19(in Chinese)．

[8] 楊娟．完善峰谷電價與尖峰電價機制緩解電力供求矛盾[J]．中國物價，2012，02：23-27．

[9] 宋宏坤．臺灣電力公司如何利用電價杠桿解決高峰電力緊缺問題[J]．電力需求側管理，2003，5(2)：61-64． [10] Song Hongkun．How does Taiwan power company take advantage of rates to solve the problem of power shortage[J]．POWER DSM，2003，5(2)：61-64(in Chinese)． [11] 吳運生，鐘文，蔣葉青．峰谷分時電價的現狀分析與發展趨勢探討[J]．電力技術經濟，2005，17(2)：10-13+17．