各省分时电价机制调整解析：政策优化背后的供需平衡与工商业影响
近期，四川、山东、云南、浙江、江苏等省份相继调整分时电价政策，通过细化峰谷时段划分、引入灵活电价机制等方式，进一步引导用户削峰填谷，应对新能源消纳压力，缓解电力供需矛盾。
一、主要调整内容：季节性差异与动态机制成焦点
1、四川省：季节性时段优化与尖峰电价灵活化
● 时段划分调整：按季节划分峰平谷时段，夏季（7月—9月）高峰时段延长至11:00—18:00、20:00—23:00，低谷时段缩短至1:00—7:00；春秋季（3月-6月、10月-11月）低谷时段延长至22:00—次日8:00。
● 尖峰电价动态触发：7月—8月固定尖峰时段（13:00—14:00、21:00—23:00），其他月份若连续三日最高气温大于等于35℃，则第三日（无论当天气温是否大于等于35℃）启动尖峰电价。
● 动态调整机制：按年评估政策效果，结合新能源发展与负荷变化调整。
政策链接：关于进一步调整我省分时电价机制的通知（川发改价格〔2025〕185号）
2、山东省：五段式分时电价与深谷电价创新
● 五段式划分：将全天分为尖峰、高峰、平、谷、深谷五个时段，深谷时段（如11:00—14:00）电价下浮90%，尖峰时段（如16:00—22:00）电价上浮100%。
● 光伏大发时段低电价：午间光伏高发期（11:00-14:00）执行0.2元/度的深谷电价，促使用户转移生产用电。
政策链接：烟台市政府门户网站 收费依据 国网山东省电力公司关于2025年工商业分时电价公告
3、云南省：时段重配与尖峰电价暂缓
● 峰谷时段调整：高峰时段从9:00-12:00、17:00-22:00调整为7:00-9:00、18:00-24:00，低谷时段扩展至12:00-16:00。
● 暂缓尖峰电价：2024年12月起暂停执行1月、3月、4月、12月的每日2小时尖峰电价，降低企业成本。
政策链接：云南省发展和改革委员会关于优化调整分时电价政策有关事项的通知_云南省发展和改革委员会
4、浙江省：节假日深谷与峰谷价差扩大
● 节假日深谷试点：春节、五一、国庆期间的10:00-14:00设为深谷时段，促进新能源消纳。
● 夏冬季尖峰价差提升：尖峰电价浮动比例增值1.65:1（平段基准），储能套利空间扩大。
政策链接：省发展改革委关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知
5、江苏省：动态时段划分与扩大执行范围
● 尖峰时段分时电价：315kVA及以上工业用户夏季（7月-8月）尖峰时段调整为14:00-15:00、19:30-21:30，冬季（12月-次年1月）尖峰时段缩短为18:00-20:00，取消原有冬季早尖峰时段，尖峰电价统一以峰段电价为基础上浮20%。
● 新增午间谷时段：春季、秋季增设10:00-14:00为谷段，夏季、冬季11:00-13:00为谷段，与光伏出力高峰匹配，促进新能源消纳。
● 扩大执行范围与用户选择权：除电气化铁路牵引等特殊行业外，所有执行工商业电价的用户均纳入分时电价体系，100kVA以下工业及全体商业用户可自主选择是否参加，选定后需稳定执行12个月。
● 电动汽车充换电设施灵活执行：集中式充换电设施可选择全年春秋季分时时段，并可通过车网互动（V2G）在尖峰时段反向放电，获取收益。
政策链接：江苏省发展和改革委员会 通知公告 省发展改革委关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知
二、调整动因：新能源消纳与供需平衡压力驱动
1、应对新能源波动性
山东、四川、江苏等省份新能源装机激增（如山东光伏装机达8000万千瓦），午间光伏大发与夜间负荷低谷矛盾突出，需通过电价引导用户调整用电时序。
2、缓解季节性电力短缺
四川夏季负荷高达7000万千瓦，冬季、春秋季负荷分别降至70%、55%，分时电价可针对性缓解夏季“缺电力”、冬季“缺电量”的问题。
3、优化电力系统经济性
云南通过分时损益分摊机制优化，将一般工商业与大工业用户损益分离，提升政策公平性；浙江则通过扩大峰谷价差，激励储能投资，提升系统调节能力。
三、对工商业的影响：成本分化与新兴机遇
1、降本增效空间显现
● 四川预计全年增加低谷用电180小时，工商业用户通过错峰生产可降低电费；山东企业调整生产至深谷时段后，单户年省电费可达8000万元。
● 江苏工业用户通过调整生产至谷段，电费可降10%-20%，配置储能的用户可实现“两充两放”，利用峰谷价差套利。中小商业用户首次获得分时电价选择权，可结合营业特性灵活优化用电政策。
● 云南取消部分尖峰电价，直接减少高负荷时段用电成本。
2、新能源相关产业承压
● 山东光伏电站因午间深谷电价（0.2元/度）面临收益下滑，部分电站盈利困难。
● 储能行业收益与价差扩大，如浙江工商业储能套利空间提升至平段电价的110%，推动“三充三放”模式普及。
● 江苏高耗能企业若无法调整生产时序，尖峰时段用电成本将增加20%；光伏电站午间收益受深谷电价挤压，需探索储能配套或市场化交易对冲风险。
分时电价改革既是电力市场化的关键一步，也是双碳目标下系统调峰的必然选择。对用户而言，主动适应电价波动、优化用能结构将成为降本增效的核心策略；对政策制定者，则需平衡短期调控与长期系统升级，推动电力体系可持续发展。