分时电价设计：准确反映系统内在成本|全球独家

引言[1]

以往，用户的电费主要是按固定价格来收取。而如今，越来越多的国家在考虑对不同用电时段的电量收取不同价格，这就是所谓的“分时电价”。国家发展改革委于2021年发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各省对除个别类型的用户外都要设计和实施分时电价[2]。这将极大地推进分时电价在中国的实施，并使中国成为少数几个尝试在全国范围内广泛实施分时电价的国家之一[3]。

(资料图片)

实施分时电价有几点好处：首先，分时电价向用户发出价格信号，促使他们改变自己的消费模式，将电力的使用从高电价时段转向低电价时段，这有助于降低系统总成本。其次，分时电价能更加公平地将电力成本分配给在高价时段用电的用户。

要实现这些好处，分时电价的费率标准必须要设计得当，能够准确反映系统内在的成本，而不是靠更简单的“经验法则”。按照国家发展改革委2021年文件的要求，各省已出台了分时电价实施的配套政策，如何持续评估和优化这些配套政策是值得探讨的问题[4]。本文将简要介绍分时电价费率的设计原则以及美国一些地区的相关经验，并重点讨论如何设计分时电价的费率结构，从而使经济和环境效益最大化。

分时电价设计的目标

1、反映发电系统的内在成本

本节概述了电力系统中关键的边际成本构成要素，以及在实施分时电价时如何确定这些要素。

电能量

电能量的边际成本是指由于用户负荷增加而需要生产更多能源的成本（或是由于用户负荷减少而减少能源生产的成本）。一年中每小时生产能源的成本随用户的负荷和可用的供应量而波动。

计算电能量的边际成本有多种方法，其中一种是生产模拟模型，它可以在特定的约束条件下（如发电机组和输电限制），以最小成本（即经济最优）的方式，模拟每小时（甚至每几十分钟）电力系统的运行情况。这些数据可以汇总为每个月各小时的平均值，以体现经常出现的每日和季节性模式，并看出边际成本在何时更高。下图显示了美国加州采用生产模拟模型计算的结果。

由于通过输配电系统向终端用户输送能源时会发生电阻损耗，发电侧供应的电量要高于终端售电量约10%（因国家和地区而异）。因此，边际电能量成本应根据估计的输电和配电损耗程度适当上调，以确保售电的全部成本能反映到边际成本中。

发电容量

发电容量的边际成本代表了投建额外发电厂的成本，建设这些发电厂可能只是为了满足少数特定时段用户负荷的增加，否则系统装机容量会不足（换言之，如能减少用户高峰负荷就可以节省电厂投资成本）。引起发电容量需求增加的这几个小时通常被称为失负荷概率峰值小时。由于系统在大多数小时内都有充足容量，一年中大多数时间内的失负荷概率为零。

在失负荷概率峰值小时期间的容量边际成本，也就是“新增容量净成本”，是通过取最低成本发电容量资源的全部平准化成本，减去该机组未来的预期收益来计算的[5]。如果系统的容量普遍过剩，容量边际成本自然也会变低甚至归零（这意味着增加一千瓦的负荷不会增加对额外发电容量的需求）。

将“新增容量的净成本”分摊到失负荷概率峰值小时上，就会得到一个对总边际成本中发电容量成本的估计。图2显示了加州的计算结果范例。由于发电容量成本被分摊在了相对集中的几个峰值小时上，导致发电容量的边际成本相对较高。

和电能量一样，电阻损耗的存在意味着供应端的容量也应该高出终端用户需求容量约10%。因此，边际发电容量成本应囊括输配电损耗产生的成本，以确保销售电力的全部成本都包含在边际成本的测算中。

输配电容量

输配电容量的边际成本是指在特定的时段内，由于用户负荷增加而需额外建设的输配电容量的投资成本，反过来说，是由于客户用电负荷的减少而节省的输配电投资的成本。导致这些额外输配电容量投资的时段通常也是负荷峰值时段。输配电容量边际成本的确定应基于对不同地点用户的负荷模式的分析。例如，处于炎热和寒冷气候中的用户可能有着不同的负荷模式；同样，居民和商业用户也可能有不同的负荷模式。

将输配电容量的边际成本分摊到导致需求的各小时内，可以估算出增加或减少负荷所产生的输配电容量边际成本。图3显示了加州输配电容量边际成本的计算结果。

外部成本

外部因素的边际成本，例如温室气体排放，代表了由于用户负荷增加而产生的排放成本。在制定了减排目标的地区，决策部门可以制定为温室气体排放定价的政策（如碳税或排放限额和交易价格）。这些成本的计算方法是将边际发电机组的排放率（在能源边际成本步骤中确定）乘以排放的价格。在有大量可再生能源发电的时段内，风能或太阳能可能是排放率为零的边际发电机。在许多情况下，温室气体排放的边际成本被嵌入到电能量价格中（就像在具有碳价格的电力批发市场中的情况一样）。然而，为提高透明度，区分开这些成本通常对决策部门有利。

总结

上面列出的这些边际成本是整个北美电力系统最常使用的类别。但是，适用于各个电力系统的具体边际成本类别可能有所不同。将各类边际成本加在一起，就可产生总的边际成本。图4显示了加州的一项计算结果。需要注意的是，这个每日轮廓图代表了所有季节的平均值，而每个季节的数值可能有高有低。

2、采用透明且前瞻的方法

在快速发展的电力行业中，有着许多不同的市场参与者，让每个人都能了解和响应分时电价的价格信号至关重要。为此，应当通过透明、公开的流程来制定这些费率。在美国的许多州，这些边际成本的计算和确定要面向公众征求意见，让各利益相关方有机会对最终结果发表意见。例如，加州公用事业委员和纽约州公共服务委员会都有公开的计算模型用于费率制定。

同样重要的是，估算边际成本要具有前瞻性，反映电力系统未来的而非历史的情况。特别是，应该预测出边际成本的数值和时段，以了解这些值在相关的时间尺度内可能的变化。

3、准确、易处理及用户可理解

前述边际成本分析方法可对一年中每小时电力成本的变化给出非常详尽和准确的估计。但在面向终端用户时，最好能把这些边际成本计算结果汇集起来，换算出统一的高电价或低电价时段，以简化费率结构，便于用户理解。在分时电价的设计中，这一步并没有确切的科学依据，它本质上依赖于决策部门的判断。图5显示了如何将计算结果处理为更容易理解的分时电价。

除了分割高峰与非高峰时段，设计分时电价的另一个重要方面在于设计不同时段之间的相对电价差。为了尽可能释放出最准确的价格信号（以便于激发需求侧灵活性，并将成本公平分摊给用户），电网公司应确保将高峰时段和非高峰时段之间边际成本的绝对差异反映在费率中。

值得注意的是，一些成本并不会随着用户行为而改变，例如电力公司总部或行政管理人员的成本等。由于这类成本的存在，电网公司需要收回的总成本并不总是与其边际成本相符。当电网公司需要从用户那里收回的成本超过边际成本时，其费率设计应当尽可能保证价格信号的准确性，与仅依边际成本确定的费率相比，用户行为应相差无几。

分时电价设计的发展

上面这些原则为制定分时电价提供了一种综合性指南，该指南在准确性、易处理性和用户可理解性之间达到平衡。虽然这种费率结构相对于按固定价格收费是一个显著的改进，但它仍然可能与系统实际的边际成本有所出入。分时电价的价格结构和收费时段是预先设定的，这可能无法准确反映实际情况。

动态定价是一种补救办法，它可以反映系统的实际实时成本。这种电价有可能发送更准确的信号，但它也更复杂，政策制定部门应该考虑到实行动态定价的影响。当电力供应持续几天都紧张时，用户也可能更难响应价格信号，因为日间负荷调峰比日内负荷调峰要更难，成本也更高。一个具有高比例可再生能源的系统中，这种波动性还会加剧。

下面的示意图是一个带有实时动态定价的费率设计方案。

结论

分时电价通过向用户发出价格信号，让电力消费调整到一天中成本和排放较低的时段，对于降低系统成本、减少排放有着巨大的潜力。然而，若要达到这种效果，分时电价必须准确地反映系统的内在成本。为了确保广泛的市场参与者理解并能够适当地作出反应，分时电价的费率应通过严格、前瞻性、透明的过程来制定，以便用户和市场参与者能够了解分时电价的时段划分以及各时段电价水平是如何确定的。

注释（上下滑动查看）

[1]包含更多技术方法的较长版本，可在睿博能源智库网站上获取: https://www.raponline.org/

[2]国家发改委(2021). 国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知. https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123

[3]Faruqui, A and Bourbonnais,C.(2020). Time of Use Rates: An International Perspective. https://energyregulationquarterly.ca/articles/time-of-use-rates-an-international-perspectives#sthash.MXrm28DQ.kPIDA5MS.dpbs

[4]高驰(2022).基于常规评估的分时电价动态调整思路. https://mp.weixin.qq.com/s/qhf_BzyWhy6jpfcBkgN9rQ

[5]传统上，天然气内燃涡轮机是成本最低的发电容量资源；随着储能等替代技术成本的下降，其他资源可能能够以较低的成本提供发电容量。

（本文不代表eo立场）

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