近年来我国电力装机一直处于过剩状态，煤电装机利用小时数持续偏低、弃风弃光现象尚未完全解决。如何将丰富的电量转化为有效的电力、增强电力安全稳定供应能力，有待进一步探讨。
日前，国家发改委、国家能源局联合发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》。国家发改委表示已会同有关部门和电力企业，积极采取措施切实保障电力需求。下一步将继续指导各地和电力企业做好电力供应保障各项工作，提高发电能力，优化运行方式，多渠道增加电煤供应，及时协调解决电煤运力，切实保障电力需求。
值得注意的是，近年来我国电力装机（特别是煤电装机）一直处于产能过剩状态，煤电利用小时数长期在4000小时左右徘徊，可再生能源弃电现象也时有发生。要将丰富“电量”转化为有效“电力”，除国家发展改革委所提措施外，建议还可采取完善电源侧调峰、用户侧可中断负荷和需求侧响应机制，发展分布式发电和先进储能技术等措施。本文重点从建立分时电价机制和分时段交易的电力市场两方面探讨提升电力保障能力的体制机制问题。
分时电价机制建立较早，但理论基础仍不完善
分时电价作为基于价格的有效需求响应方式之一，通过在负荷高峰时段适当调高电价、低谷时段适当降低电价的价格信号来引导用户制定合理的用电计划，从而将高峰时段的部分负荷转移到低谷时段，达到削峰填谷、平衡负荷的目的。分时电价是一种可有效反映电力系统不同时段供电成本差异的电价机制，其常见形式有峰谷电价、季节电价和丰枯电价等。分时电价机制的核心主要是峰谷时段的划分和峰谷分时电价的制定两个方面，科学划分峰谷时段、合理制定分时电价是确保分时电价执行取得效果、达到社会资源更加优化配置目的的基础。20世纪70年代开始，国内外广大学者就对峰谷分时电价理论开展了丰富的研究。
我国自1985年发布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定的通知》后，国内部分地区就陆续开始施行峰谷分时电价。为了鼓励各地真正实施峰谷分时电价，原国家水利部、经济委员会、物价局于1987年又联合发布了《关于多种电价施行办法的通知》，并提出了相应指导原则。随着经济发展，经济发达地区出现了用电紧张和用电季节性强的困局，为了缓解部分地区用电紧张局面，充分发挥价格杠杆作用，国家发展改革委于2003年出台了《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》以大力推行峰谷分时电价。此后，我国全面推行峰谷分时电价，同时还引入了季节性尖峰电价和丰枯电价。
分时电价作为一种基于价格的需求响应方式，早期被大力推行的主要原因是用电负荷增长过快，电源建设跟不上负荷需求增速，需要削峰填谷。目前，多数国家和地区电力供不应求的情况已大大缓解，但依然积极推广分时电价机制，其原因包括：一、缓解供电压力：通过执行分时电价政策，引导用户增加夜间用电、促进低谷电力消费，实现用电需求调节和错峰避峰，约有80%缺口在用电侧得到基本解决，大大缓解供电侧的压力；二、提升供电设备利用效率：在供电侧，通过执行分时电价政策的执行和改善负荷特性，为电力公司充分利用现有设备的输配电能力提供条件；三、缓解季节性用电紧张：夏季和冬季的高峰用电时段电网存在不同程度的缺口，实施峰谷分时电价和季度性电价，转移部分高峰负荷，削峰填谷，有利于电网安全、经济运行，也有利于社会资源的优化配置；四、促进新产品的开发和应用：促进蓄热锅炉、蓄冷空调、电动汽车、储能、5G等新产品的开发和应用。此外，为促进可再生能源消纳，美国加州等地区正在按照光伏发电曲线特性制定实施分时电价：在光伏发电高峰期，按低谷电价向用户收取电费；对日落后增长的电力需求，考虑启动天然气调峰发电成本，按高峰电价向用户收取电费。
虽然分时电价机制在我国已实施多年，但其理论基础并不完善。科学制定分时电价方案需要建立在对历史电价、电源结构、发用电数据以及生产生活用电等情况全面分析的基础上，用经济学方法（一般采用电力系统优化规划和优化调度模型）设计电价水平与结构，并用会计学方法进行校核与修正。应结合新形势进一步研究与实施，以缓解缺电局面。
分时电价机制与电力市场改革并无矛盾
以美国电力市场为例，批发侧的电价（对应于我国的上网电价）一般采用节点边际电价（LMP），由ISO/RTO运行相应的安全约束机组组合和安全约束经济调度模型计算得到，一般按照每小时的负荷加权平均LMP进行定价。而零售侧电价（即公共事业服务公司或零售商卖电给电力用户的电价）往往采用固定电价（含阶梯电价）或分时电价制度，只有德州电力市场等引入了“批发指数费率”使零售电价与批发电价的变化直接挂钩，但也不是实时变化。智利是世界上第一个进行电改的国家，为鼓励可再生能源消纳并增加竞争，2014年引入了带时标的能量块交易，允许发电机在一天中针对特定的时段进行投标，而不是限定必须24小时供应电力。智利的带时标能量块交易取得了预期的效果，增强了竞争，促进了可再生能源消纳，电价大幅下跌，受到了各方面的称赞。
我国电力市场目前依然是以中长期交易为主要形式，大多数省份依然保留了改革前的分时电价结构。目前，在中长期交易中只有四川、重庆2个省市不执行分时电价，9个省市强制执行分时电价，而其余省市允许用户选择性执行。总而言之，分时电价机制并非一定是计划经济模式的产物，和电力市场机制并不存在根本性矛盾。
在2020年11月25日国家发展改革委、国家能源局发布的《2021年电力中长期合同签订工作的通知》中，为拉大峰谷差价，明确提出“交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。上下浮动比例由购售电双方协商确定，也可以执行政府主管部门推荐的相关标准。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。”（即国家发改委电力中长期合同“六签”要求之“分时段签”。）此前，江西、浙江等省份已先期开展了中长期分时段交易的研究和探索。
2019年12月，江西省能源局就编制了《2020年分时段市场化交易模拟方案》，经过了周密的考虑和细致严谨的测算分析，科学划分时段、拉大峰谷差价、畅通市场主体避险渠道。2020年7—8月，江西省组织市场化电力用户正式开展了电量分时段模拟交易。11月26日江西省发展改革委（江西省能源局）发布的《江西省2021年度电力市场化交易实施方案》中，明确提出建立年度、月度、月内时段交易模式。与此同时，国家发展改革委也将“江西先行先试开展电量分时分段模拟交易”列为首个电力中长期合同“六签”工作典型经验并在全国推广。江西省之所以提出中长期分时段市场化（物理合同）交易，正是因为提前考虑到受省内煤电建设进度滞后于规划预期、跨省跨区通道输送能力不足等因素影响，未来若干年全省电力供需形势总体趋紧，局部时段将出现电力供应缺口，电力供需形势严峻。这是为积极应对用电高峰时期电力供应的紧张形势、有效利用市场化手段引导用户移峰填谷而进行的大胆尝试，对缓解缺电局面有相当大的促进作用，能解决实际问题并具有一定的前瞻性。虽然在实践过程中可能遇到种种困难，但毫无疑问应坚定不移地向前推进。
