4月17日，河南再次發布調整工商業分時電價政策的征求意見稿，回應一個月前收集的意見。上海、湖北、青海、安徽、江西、浙江、內蒙古等地此前也發布通知或征求意見稿，優化分時電價政策。

多地將午間設為低谷段，并在日間設置連續平谷段，在促進光伏消納的同時引導企業使用低價電生產，助力企業降低用電成本和能耗。

凌晨和午間分時電價“雙低谷”的現象愈加明顯，這也和電力現貨市場的價格曲線走勢接近。部分地區通過設置晚間尖峰、午間深谷電價，刺激用戶主動避峰填谷。引導用戶適應新能源大規模發展，調整用電習慣，降低系統成本，保障電力安全供應，是多地政策調整的出發點。

午間谷電，日間平谷段連續

來源：各省(區)發展改革委官網

注：“→”表示新舊政策變化

除上表顯示的峰谷時段及其調整外，多地峰谷價差也有所擴大。

蒙西大風季(1—5月、9—12月)高峰和低谷的價差系數較此前擴大51個百分點;浙江針對大工業和一般工商業分別設置了季節性浮動系數，兩者夏冬季的最大峰谷價差較其他時間段分別擴大33和15個百分點。上海、江西、浙江也提出在春節、勞動節、國慶節期間執行節假日深谷電價，時間集中在凌晨和午間。

近兩年，各地分布式光伏規模迅速擴大，午間光伏消納難和夜間新能源出力降低、保供壓力大的現象普遍存在。多地將午間設為平谷段甚至深谷段，并進一步拉大峰谷價差，目的是引導用戶在午間多用電，促進新能源消納。同時，在日間設置連續的平谷段，有利于企業利用低價電連續生產，減少機器啟停，降低用電成本和能耗。

根據價格承受能力等情況，各地也制定、調整適合自身的分時電價政策。

在參與峰谷電價浮動方面，湖北的上網環節線損費用，河南(擬)除容(需)量電價外的輸配電價，安徽、江西的輸配電價均參與浮動;浙江的上網電價、上網環節線損費用、系統運行費用、不含容(需)量電價的輸配電價、政府性基金及附加都參與浮動;青海(擬)、蒙東、蒙西則只有上網電價參與浮動。

上述各地中，僅江西提出暫緩實施尖峰電價，尖峰時段用電暫執行高峰時段電價標準。廣西也從2023年7月起暫停執行尖峰電價。

貼近現貨價格曲線

目前，多地的峰谷分時電價呈現凌晨和午間“雙低谷”的現象。用電負荷較低疊加夜間風電、午間光伏出力大，電網負荷峰谷差進一步拉大。

以內蒙古為例，其新能源裝機并網規模已突破1億千瓦，新能源規模和發電量均為全國第一。據內蒙古自治區發展改革委介紹，高占比新能源運行特性較傳統電網發生重大變化，新能源消納壓力持續增大，電力平衡日趨緊張。根據現行政策，蒙東全年和蒙西大風季在凌晨和午間執行低谷電價，內蒙古也是上述各地中唯一執行非節假日午間深谷電價的省區，深谷電價是低谷電價的80%。

風電、光伏的發電特性，導致其出力情況和實際負荷需求存在一定的錯配現象，需要通過尖峰、深谷等更加敏感的價格信號引導用戶錯峰用電和在新能源大發時段多用電。山東現貨市場在2023年五一假期出現負電價，既反映了電力供給大于需求的情況，也起到低電價刺激電力消費的作用。

部分地區的日峰谷分時價格曲線，貼近現貨市場的日出清價格曲線，山西、甘肅、蒙西等現貨市場在午間出現日內出清最低價格和電力供需比最大值。

有從業人員認為，基于我國現狀，中長期內分時電價政策將和現貨市場并存。近期多地調整分時電價政策，是在現貨市場全面推開前繼續完善已有的價格機制，引導用戶更好地適應風電、光伏大規模發展下的負荷變化特征，同時培育用戶逐漸形成供需反映價格、根據價格信號消費電力的意識，為后續現貨市場全面鋪開奠定基礎。

多地也重視市場交易與分時電價政策的銜接，要求中長期市場交易應申報用電曲線、反映各時段價格，原則上應不低于峰谷電價價差。蒙東、蒙西也提出，由現貨市場形成的分時電價信號，為分時電價機制動態調整提供參考。

附：部分地區電價峰谷時段

數據來源：各省(區)發展改革委官網