截至2023年底，全国29个省份已经陆续发布完善的分时电价政策。从内容上看，主要是完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等。各省分时电价机制内容大体相同，部分有差异，大部分省份的峰谷价格较平段上下浮动约50%，部分省份峰谷价差则更大，最大达4.5:1。

（来源：中国电力报 作者：南方电网能源发展研究院有限责任公司廖园）

一是分时电价执行范围方面，基本实现大工业用电“全部执行”、一般工商业用电“部分执行、选择执行”。

目前，已有22个地区对全部大工业用电实施分时电价，仅安徽、四川、重庆、海南等个别地区按变压器容量或电压等级设置了最低执行要求；19个地区按照变压器容量或细分用户类别（如非普工业、商业等）对一般工商业部分执行（含6个可选择执行地区），其中7个地区对全部一般工商业用户强制执行。比较特别的是，浙江明确提出自2024年起一般工商业全部执行分时电价；江西则暂缓对一般工商业用户执行分时电价，但已执行用户可选择是否继续执行。天津、湖南、江西、四川、陕西、广西等地列明了除电气化铁路牵引用电以外的其他不执行分时电价的用电类型；天津、冀北、四川、吉林、黑龙江、广东、广西等地，以及河北南网对实施尖峰电价的用户范围进行限制。

二是分时电价时段划分方面，日间谷时段大量涌现，尖峰电价得到广泛运用。

22时至8时是被设置为低谷用电最密集的时段，除甘肃、山东、蒙西等少数地区外，绝大部分地区将主要谷时段划分在此区间内。但与之前的时段划分形成明显区别的是，山西、山东、浙江、甘肃、青海、宁夏、新疆、蒙西等地，以及河北南网设置了日间谷时段，其中甘肃将谷时段全部放在了白天。具体而言，甘肃、青海（指定行业）、宁夏（指定行业）的日间谷时段最长，从9时到17时横跨8个小时；蒙西和山东的日间谷时段为5~6小时，不仅如此，山东还按季节划分了2~3小时不等的深谷时段，也是唯一设计了深谷电价的地区；其他地区日间谷时段为2~4小时不等。

高峰时段主要集中在8~12时和16~22时，将午间12时之后的2个小时划分为高峰时段的地区不多。22地设置了尖峰时段（甘肃、宁夏、贵州暂未划分，安徽无固定时段但有尖峰电价），广泛分布在8~23时之间，其中在18~21时期间的地区最多。较为特别的是，江苏在固定的尖峰时段内按日最高或最低气温是否达到要求，灵活执行尖峰电价；山东要求电网企业以年为周期提前公布未来12个月峰谷时段，进而建立时段划分的年度间调整长效机制。

从分布的月份看，绝大部分地区峰谷时段划分都体现了季节差异。尖峰电价方面，除浙江、安徽和广东外的所有执行尖峰电价的地区都体现了季节性设定，即尖峰时段出现在固定月份而非全部月份，其中1月、7月、8月和12月是执行尖峰电价主要月份。浙江无论是大工业还是一般工商业，在全年各月均有固定尖峰时段；安徽未设计固定的尖峰时段，而是在全年按气温低于、等于零下5摄氏度或高于、等于36摄氏度灵活执行上浮；广东则综合采用了固定月份尖峰和全年气温尖峰两种方式，7~9月整月及其他月份中日最高气温达到35摄氏度及以上的高温天实施尖峰电价。

三是峰谷电价水平方面，各地呈现出峰价更高、谷价更低的态势，峰谷价差显著拉大。

29个地区中，高峰电价上浮比例普遍达到或超过50%。其中，安徽上浮比例最高，夏、冬季达到81%；蒙西在夏季以外的季节低谷电价下浮比例最小，仅为21%，山东与河北南网低谷电价下浮则达到70%；除蒙西夏季价格外，其他地区尖峰电价较平段上浮均达到或超过60%，其中，山东尖峰电价更高达100%。值得注意的是，冀北、山东、蒙西等地，以及河北南网的浮动比例，是按照输配电价不参与浮动计算得到的。另外，山东深谷电价是在平价基础上下浮90%，并且山东对容量补偿电价也执行分时。

高峰电价与低谷电价的比值普遍超过3倍，近一半地区接近或超过4倍，其中山东与河北南网的峰谷价差比更达到5.67倍，明显超过其他地区。与2021年1月时各地峰谷价差相比，除江苏未调整高峰、低谷电价外，其他地区峰谷价差比都有所加大。

政策调整影响分析

本轮分时电价机制调整对电网运行、电力保供、灵活性资源配置以及终端用电行为产生了较大影响，具体概括如下：

一是引导系统各环节灵活性资源合理运用，在谷时段充电、用电，高峰时段发电、放电。根据《中共中央 国务院关于全面推进美丽中国建设的意见》，到2027年，新增汽车中新能源汽车占比力争达到45%。可见，随着灵活性资源体量的不断增长，其在削峰填谷、缓解电力保供压力方面的作用将会越来越大，需采取有序用电、拉闸限电的极端场景将越来越少。

二是峰谷电价价差的拉大，储能削峰填谷套利的空间增加，有助于激发社会资本投资建设发电侧及用户侧储能的热情，在碳达峰碳中和的背景下缓解电网投资压力。以广东为例，峰谷电价政策与电力现货市场运行机制双管齐下，对能源的多样性不断探索。例如，广东梅州宝湖储能电站作为我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，迈出了储能市场化新商业模式的第一步，有一定的借鉴参考意义。

三是由于用电习惯不同产生差异性电费，用户会切身感受到电价变化，有助于提高用户对电价变化的敏感度，更好地引导用户用电行为，进一步形成更加合理的反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的电价机制。例如贵州通过引导127户企业从白天调至夜间低谷时段生产，节约用户电费成本3640万元。

在电网运行方面，目前以省为单位执行峰谷分时电价，存在加重局部电网运行压力的风险。部分省内城市因新能源建设不均匀，反映其供需关系的峰谷时段与整个省的峰谷时段不相匹配，用户在整体划分的峰谷时段引导下调整负荷，可能造成部分时段局部电力紧缺或过剩，增大局部电网运行压力。推进建设全国统一电力市场，可将全天真实的供需关系以节点电价的形式反映出来，进而有助于各省区对分时电价作进一步针对性调整。