截至2023年底，全國29個省份已經陸續發布完善的分時電價政策。從內容上看，主要是完善峰谷時段劃分、拉大峰谷價差、建立尖峰電價機制、擴大執行范圍、明確市場化用戶執行方式等。各省分時電價機制內容大體相同，部分有差異，大部分省份的峰谷價格較平段上下浮動約50%，部分省份峰谷價差則更大，最大達4.5:1。

（來源：中國電力報 作者：南方電網能源發展研究院有限責任公司廖園）

一是分時電價執行范圍方面，基本實現大工業用電“全部執行”、一般工商業用電“部分執行、選擇執行”。

目前，已有22個地區對全部大工業用電實施分時電價，僅安徽、四川、重慶、海南等個別地區按變壓器容量或電壓等級設置了最低執行要求；19個地區按照變壓器容量或細分用戶類別（如非普工業、商業等）對一般工商業部分執行（含6個可選擇執行地區），其中7個地區對全部一般工商業用戶強制執行。比較特別的是，浙江明確提出自2024年起一般工商業全部執行分時電價；江西則暫緩對一般工商業用戶執行分時電價，但已執行用戶可選擇是否繼續執行。天津、湖南、江西、四川、陜西、廣西等地列明了除電氣化鐵路牽引用電以外的其他不執行分時電價的用電類型；天津、冀北、四川、吉林、黑龍江、廣東、廣西等地，以及河北南網對實施尖峰電價的用戶范圍進行限制。

二是分時電價時段劃分方面，日間谷時段大量涌現，尖峰電價得到廣泛運用。

22時至8時是被設置為低谷用電最密集的時段，除甘肅、山東、蒙西等少數地區外，絕大部分地區將主要谷時段劃分在此區間內。但與之前的時段劃分形成明顯區別的是，山西、山東、浙江、甘肅、青海、寧夏、新疆、蒙西等地，以及河北南網設置了日間谷時段，其中甘肅將谷時段全部放在了白天。具體而言，甘肅、青海（指定行業）、寧夏（指定行業）的日間谷時段最長，從9時到17時橫跨8個小時；蒙西和山東的日間谷時段為5~6小時，不僅如此，山東還按季節劃分了2~3小時不等的深谷時段，也是唯一設計了深谷電價的地區；其他地區日間谷時段為2~4小時不等。

高峰時段主要集中在8~12時和16~22時，將午間12時之后的2個小時劃分為高峰時段的地區不多。22地設置了尖峰時段（甘肅、寧夏、貴州暫未劃分，安徽無固定時段但有尖峰電價），廣泛分布在8~23時之間，其中在18~21時期間的地區最多。較為特別的是，江蘇在固定的尖峰時段內按日最高或最低氣溫是否達到要求，靈活執行尖峰電價；山東要求電網企業以年為周期提前公布未來12個月峰谷時段，進而建立時段劃分的年度間調整長效機制。

從分布的月份看，絕大部分地區峰谷時段劃分都體現了季節差異。尖峰電價方面，除浙江、安徽和廣東外的所有執行尖峰電價的地區都體現了季節性設定，即尖峰時段出現在固定月份而非全部月份，其中1月、7月、8月和12月是執行尖峰電價主要月份。浙江無論是大工業還是一般工商業，在全年各月均有固定尖峰時段；安徽未設計固定的尖峰時段，而是在全年按氣溫低于、等于零下5攝氏度或高于、等于36攝氏度靈活執行上浮；廣東則綜合采用了固定月份尖峰和全年氣溫尖峰兩種方式，7~9月整月及其他月份中日最高氣溫達到35攝氏度及以上的高溫天實施尖峰電價。

三是峰谷電價水平方面，各地呈現出峰價更高、谷價更低的態勢，峰谷價差顯著拉大。

29個地區中，高峰電價上浮比例普遍達到或超過50%。其中，安徽上浮比例最高，夏、冬季達到81%；蒙西在夏季以外的季節低谷電價下浮比例最小，僅為21%，山東與河北南網低谷電價下浮則達到70%；除蒙西夏季價格外，其他地區尖峰電價較平段上浮均達到或超過60%，其中，山東尖峰電價更高達100%。值得注意的是，冀北、山東、蒙西等地，以及河北南網的浮動比例，是按照輸配電價不參與浮動計算得到的。另外，山東深谷電價是在平價基礎上下浮90%，并且山東對容量補償電價也執行分時。

高峰電價與低谷電價的比值普遍超過3倍，近一半地區接近或超過4倍，其中山東與河北南網的峰谷價差比更達到5.67倍，明顯超過其他地區。與2021年1月時各地峰谷價差相比，除江蘇未調整高峰、低谷電價外，其他地區峰谷價差比都有所加大。

政策調整影響分析

本輪分時電價機制調整對電網運行、電力保供、靈活性資源配置以及終端用電行為產生了較大影響，具體概括如下：

一是引導系統各環節靈活性資源合理運用，在谷時段充電、用電，高峰時段發電、放電。根據《中共中央 國務院關于全面推進美麗中國建設的意見》，到2027年，新增汽車中新能源汽車占比力爭達到45%。可見，隨著靈活性資源體量的不斷增長，其在削峰填谷、緩解電力保供壓力方面的作用將會越來越大，需采取有序用電、拉閘限電的極端場景將越來越少。

二是峰谷電價價差的拉大，儲能削峰填谷套利的空間增加，有助于激發社會資本投資建設發電側及用戶側儲能的熱情，在碳達峰碳中和的背景下緩解電網投資壓力。以廣東為例，峰谷電價政策與電力現貨市場運行機制雙管齊下，對能源的多樣性不斷探索。例如，廣東梅州寶湖儲能電站作為我國獨立儲能首次成功以“報量報價”的方式進入電力現貨市場，邁出了儲能市場化新商業模式的第一步，有一定的借鑒參考意義。

三是由于用電習慣不同產生差異性電費，用戶會切身感受到電價變化，有助于提高用戶對電價變化的敏感度，更好地引導用戶用電行為，進一步形成更加合理的反映用電成本、供求關系和資源稀缺程度的電價機制。例如貴州通過引導127戶企業從白天調至夜間低谷時段生產，節約用戶電費成本3640萬元。

在電網運行方面，目前以省為單位執行峰谷分時電價，存在加重局部電網運行壓力的風險。部分省內城市因新能源建設不均勻，反映其供需關系的峰谷時段與整個省的峰谷時段不相匹配，用戶在整體劃分的峰谷時段引導下調整負荷，可能造成部分時段局部電力緊缺或過剩，增大局部電網運行壓力。推進建設全國統一電力市場，可將全天真實的供需關系以節點電價的形式反映出來，進而有助于各省區對分時電價作進一步針對性調整。

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