分时电价机制对换电业务的影响及应对策略

7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。通知提出，将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

一、分时电价机制的内容、原因及最大亮点

（一）六大内容

1、优化峰谷电价机制

科学划分峰谷时段。各地根据电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，把一天24小时科学化分成尖峰、高峰、平段、低谷、深谷5个时段。在高峰时段引导用户节约用电、错峰避峰；在低谷时段促进新能源消纳、引导用户调整负荷。

合理确定峰谷电价价差。系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

2、建立尖峰电价机制

要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价就是在高峰的基础上进一步针对1到2个小时，在高峰电价基础上提高20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

3、建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制

要求日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，健全季节性电价机制；水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制，合理确定时段划分、电价浮动比例。

4、明确分时电价机制执行范围

要求各地加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价，由用户自行选择执行。

5、建立动态调整机制

要求各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

6、加强与电力市场的衔接

要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

（二）分时电价实施原因

首先，电能无法大规模存储，生产与消费需要实时平衡，不同用电时段所耗用的电力资源不同，供电成本差异很大：

在集中用电的高峰时段，电力供求紧张，为保障电力供应，在输配环节需要加强电网建设、保障输配电能力，在发电环节需要调动高成本发电机组顶峰发电，供电成本相对较高；在用电较少的低谷时段，电力供求宽松，供电成本低的机组发电即可保障供应，供电成本相对较低。

其次，分时电价引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全：

分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是将一天划分为高峰、平段、低谷，季节性电价机制是将峰平谷时段划分进一步按夏季、非夏季等作差别化安排，对各时段分别制定不同的电价水平，使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本，以充分发挥电价信号作用，引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。

最后，进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，有利于新能源储能的发展。这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。

（三）此次全面推行分时电价的最大亮点

最大亮点是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。

此次全面推行分时电价对合理设定峰谷电价价差提出了两个方面的要求：一是要求电力系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4ː1，其他地方原则上不低于3ː1；二是要求各地建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

上述安排，既可确保电力系统峰谷差大、安全稳定运行保障难度大的地方，能够形成有效的峰谷电价价差，引导用户在高峰时段少用电、在低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能等系统调节能力加快发展提供更大空间，促进新能源的生产和消纳；也兼顾到了系统峰谷差相对小的地方的实际情况，避免不必要的拉大峰谷电价价差影响用户正常用电。

二、分时电价对换电业务的影响及应对策略

轻型车换电业务是一项典型的高耗电量业务。据统计，目前每个换电用户平均每天换电3次左右。按60V20AH每组电池充满电量1.2度、每次剩余电量40%计算，那么，3次的充电量在0.7*3=2.1度左右，按12仓换电柜计算，那么每天的充电量在25度左右。如果是4万个换电柜的话，那么每天的耗电量在100万度，也是个天文数字。

所以，此次全面推行分时定价机制，我们在全面评估本区域换电柜换电频次、换电用户数量、换电频次潮汐性分析的基础上，优化换电柜充电逻辑。通过引入有序充电方式，利用峰谷价差降低度电成本；通过配置换电柜集群的储能来削峰填谷，降低电费的价格水平；通过参与电力辅助服务获取电网调峰服务收益；同时辅之以有效的转供电管理和电费的精细化管理，以进一步提升换电的运营效率和效益水平。

（一）通过有序充电策略实现削峰填谷

削峰填谷，是指电力企业通过必要的技术手段和管理手段，结合部分行政性手段，降低电网的高峰负荷，提高低谷负荷，平滑负荷曲线，提高负荷率，降低电力负荷需求，减少发电机组投资和稳定电网运行。

电力公司根据电网负荷特性确定峰谷时段，实行峰谷电价，在高峰期提高电价，而在低谷期降低电价，使用户在电费支付中权衡经济利益，自觉把高峰需求抑制到低或转移高峰需求到低谷段，从而实现移峰填谷的目的，同时也使客户从中受益。

1、优化换电柜充电逻辑

比如每日晚21点-2点换电柜进入有序充电策略，保证少量（≤3组）满电电池或充电电池，其余电池停止充电，降低21点-23点电价峰值时段用电量；凌晨2点后换电柜退出有序充电状态，除SOC 100%和触发充电保护机制的电池外，其余电池全部进入充电状态，增加2点-6点电价谷值时段用电量。

下面是天津电力部门的峰谷电价时段：

下面是换电柜的有序充电方案：

2、各省的电价政策

全国有26个省、自治区、直辖市的电力部门已执行峰谷电价政策，其中北京、天津、上海（部分）、山东属于强制执行，其它省份需用户主动申请电力部门审批；云南、西藏、内蒙、贵州、广西5省暂未执行峰谷电价政策。全国平均峰谷价差0.6911元。

（二）通过配置换电柜集群的储能来削峰填谷

以12仓换电柜、每组电池1.2度计算，则每个换电柜的目标功率在15KW。如果是超级换电站，比如10个换电柜集群，那么功率至少在100KW。这就具备了配置用户侧储能的可行性。

此种场景的用户侧储能配置，既可采用全新的磷酸铁锂电池或钛酸锂电池，也可以应用退役的换电电池进行梯次利用，一举多得。

这个应对策略正好与7月23日国家发展改革委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》高度吻合。

该《指导意见》多次强调了储能安全,包括以建立安全技术标准及管理体系,强化消防安全管理,严守安全底线为基本原则;在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步;强化电化学储能安全技术研究等。

（三）建设虚拟电厂介入电力辅助服务市场

电力辅助服务，是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。有偿辅助服务包括自动发电控制、有偿调峰、备用、有偿无功调节等。

2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》（国能综监管〔2014〕456号），将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。目前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成，运行效果普遍较好，为进一步推进电力市场建设奠定了基础。

2018年2月28日，国家发改委、国家能源局下发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号），《意见》要求“鼓励分布式储能应用；着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，破解新能源消纳难题，推进绿色发展；鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。”

1、换电业务参与需求侧相应的路径

利用无线通信、计量、协调控制技术，聚合分布式换电柜资源形成有机整体，实现全网分布式换电柜的协同优化运行。建设具备完善的电能在线监测与运行管理系统、分钟级负荷监控能力的虚拟电厂管理平台，优化用电负荷，提高电能管理水平和利用效率。通过电力部门的响应性能校验，将监测数据送至电力部门管理平台，参与邀约需求响应与实时需求响应。

2、市场主体与准入

分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）、电采暖、虚拟电厂（可控负荷）等第三方独立主体可独立参与调峰市场；也可通过聚合的方式，由聚合后第三方独立主体代理参与调峰市场。虚拟电厂可参照聚合、分类方式参与调峰市场。

3、结算与分摊

第三方独立主体参与调峰市场的基准功率曲线，需基于该资源的历史运行功率数据、历史充（用）放电电量数据，以及同类型资源的普遍运行规律，采用数学拟合方法确定。

平均负荷与基线平均负荷差值处于需求响应负荷的80%—120%之间，实际响应量低于应邀量的50%，视为未执行响应指令，计入考核。

例：2020年12月12日至22日华北电网调峰平均收益0.178元/度。

（四）加强转供电和电费的精细化管理

转供电是指电网企业无法直接供电到终端用户，需由其他主体转供的行为。通俗的说，由于种种原因，供电企业没有装表到户，抄表到户，收费到户，终端用户的电费没有直接交给供电企业而是交给了转供电主体。

1、利用转供电“红黄绿”码，争取有利电费价格

为减轻最终电力用户用电负担，各地电网部门积极运用大数据技术破解转供电价优惠政策落地难，探索形成以“转供电费码”为基本手段的转供电价格监管新模式，通过线下巡查检查、线上短信通知、微信公众号等多种方式指导企业正确申领转供电费码。

下图是浙江的“转供电费码”：

浙江将当月转供电环节加价幅度为30%及以上（高度疑似存在问题）、15%-30%之间（疑似存在问题）、15%及以下（基本合理）等三种情况，分别自动生成红黄绿三色转供电费码，实行价格违规风险提示。市场监管部门对连续两个月红码、黄码所对应的转供电主体及时进行上门核查和抽查，针对性开展提醒告诫，监督执行优惠政策，并要求限整改清退。另外，转供电公司如若不执行政府定价也将受到严厉的惩罚。

各地可充分利用当地的“转供电费码”政策，与当地政府、电网、转供电公司或个人沟通协调，最大限度降低转供电的资费水平。

2、加强电费的精细化管理

首先，建立换电柜电费分析机制。加强电费分析管理，根据换电柜换电次数出具电费标杆，按月暴露异常电费，杜绝跑冒滴漏现象。

其次，严控转供电比例。原则上新建换电柜尽量不使用转供电，确需转供电抢占市场的，需要一事一议。

最后，建设多个换电柜共享站址。采用一址多柜降低平台施工和选址成本，从而降低引电成本。

国家全面推行分时电价机制的出台，标志着我国电力市场化价格机制和市场化交易机制进入了一个新的时代。换电业务作为一项新兴的战略性业务，要积极充分利用此项政策，进一步提升换电业务的精细化运营水平、运营效率和运营效益。

原文始发于微信公众号（遇见新能源）：分时电价机制对换电业务的影响及应对策略