近年來，為保障電力系統安全穩定經濟運行，各地結合本省用電負荷變化、新能源出力特性等因素，優化調整分時電價政策。

　　根據CNESA DataLink全球儲能數據庫的不完全統計，今年上半年，已有10地分時電價政策更新發布或征求意見，政策調整對工商業儲能影響重大，本文對2025上半年發布的分時電價政策及電網代購電情況進行梳理，供業界同仁參考討論。

　　核心要點：

　　多地動態調整分時電價政策。2025上半年，吉林、四川、新疆八師、安徽、江蘇、江西、湖南等7地正式更新分時電價政策,貴州、陜西、天津等3地發布征求意見稿。

　　各地分時電價調整特點突出。一是將午間調整為平段或谷段，二是縮小浮動范圍，三是峰谷浮動比例較穩定，四是時段劃分更精細化。

　　電網代購電價差呈下降趨勢。2025年1-7月，32個地區最大峰谷價差的總體平均值為0.618元/kWh，同比下降9.1%。排在前三位的依次是廣東(珠三角五市)、海南省、湖南省。有18個地區最大峰谷價差超過0.6元/kWh。

　　01分時電價政策

　　2025上半年，吉林、四川、新疆八師、安徽、江蘇、江西、湖南等7地正式更新分時電價政策，貴州、陜西、天津發布征求意見稿。調整了時段劃分、浮動比例以及浮動范圍。政策的調整體現了各地電力供需特征，對工商業儲能項目運營收益影響重大。

　　分時電價政策調整趨勢：

　　1.時段劃分：將午間高峰時段調整為平段或谷段

　　如圖1所示，除四川以外，其余地區均將午間調整為平段或谷段。尤其是江西和新疆八師，江西3-11月午間有2小時深谷時段，新疆八師午間有長達7小時的低谷時段，此外，午間低谷的省份還有陜西4h、吉林3h、江蘇2-4h、安徽2-3h、湖南2h、天津2h、貴州1h。據初步統計，午間執行低谷電價的地區已達到22省市。這一調整將有利于“分布式光伏+儲能”的發展，儲能將促進分布式光伏的午間消納。僅從時段劃分情況來看，可實現兩充兩放的有吉林省、江西省、貴州省(僅1h)、天津。

　　2.浮動范圍：縮小浮動范圍導致峰谷價差變小

　　分時電價浮動比例是在平段電價基礎上進行浮動的，計價基礎范圍直接影響到峰谷價差，基數越大價差越大。以江蘇為例，原政策浮動范圍是用戶到戶電價，即全部電價參與浮動(購電價格、線損、系統運行費、輸配電價、政府性基金及附加)，而新政的浮動范圍縮小至僅購電價格參與浮動。

　　今年上半年更新分時電價的十地幾乎都將浮動范圍縮小至交易上網電價(即用戶購電價格)，而線損、系統運行費、輸配電價、政府性基金及附加不再參與浮動。由此推測，縮小浮動范圍或將成為各地分時電價政策改革的趨勢，浮動范圍縮小后峰谷價差將有所下降，影響儲能收益。

　　3.浮動比例：普遍無調整，個別有所擴大

　　大部分省份未對峰谷浮動比例進行調整，唯獨江蘇擴大了峰谷浮動比例，按不同電壓等級調整，單一制電價：峰段在平段基礎上上浮70%，谷段下浮65%，而此前為67.19%、54.82%。兩部制電價：峰段在平段基礎上上浮80%，谷段下浮65%，而此前為71.96%、58.15%。

　　4.精細劃分：細分季節假日，設置五個時段

　　除了吉林、新疆，其他省份結合季節和節假日發用電供需情況，設置了不同的時段，江西還細化到了0.5h。時段設置方面，除了尖峰電價以外，越來越多的省份增設了深谷時段，實現了五段式劃分。可以看出，分時電價的時段劃分正從“粗放式”向“精細化”轉變，更能夠充分反映實際供需結構，更有效的引導削峰填谷。

　　02電網代購電情況

　　通過對各地2025年1-7月一般工商業1-10kv單一制電網代購電最大峰谷價差的平均值統計，32個地區的總體平均價差為0.618元/kWh，相較于2024年同比下降9.1%。價差排在前三位的依次是廣東(珠三角五市)1.297元/kWh、海南省1.053元/kWh、湖南省0.957元/kWh。與去年相比，今年各地最大峰谷價差普遍呈現下降趨勢，尤其是江蘇省，受新版分時電價政策影響，最大峰谷價差降幅明顯。

　　隨著儲能系統成本不斷下降，若以0.6元/kWh作為度電盈虧平衡點，今年1-7月共有18個地區最大峰谷價差超過0.6元/kWh。

　　03影響工商業儲能發展格局

　　一直以來，華東地區憑借高價差成為工商業儲能發展的熱土，尤其是江、浙兩省。而今年上半年，江蘇省新版分時電價政策對時段劃分、浮動范圍、浮動比例等進行了重大調整，初步估計7月的日度電收益幾乎腰斬，工商業儲能項目經濟性面臨斷崖式下滑挑戰。

　　江蘇新政于6月1日正式執行，下表對比了今年和去年6、7月的電網代購電價格(1-10kv單一制)，最大峰谷價差同比下降35%以上。

　　除了價差變化以外，時段劃分的調整也影響了項目的收益。以2h系統兩充兩放為例模擬充放電行為，對比7月的日度電收益變化情況(2024VS2025)：

　　按照所對應的電網代購電價格測算，2024年7月的日度電收益為2.44元/kWh，2025年7月日度電收益為1.298元/kWh，降幅達到47%。

　　江蘇省分時電價政策的調整，與本省新能源裝機快速增長和用電量增幅放緩密切相關。根據國網江蘇公司統計，截至5月29日，江蘇新能源裝機規模已突破1億千瓦，占全省電源總裝機的46%，其中，光伏發電裝機7441萬千瓦，其中分布式光伏裝機5336萬千瓦，成為絕對主力。在新政影響下，江蘇省分布式光伏+儲能的運營模式將成為主要方向，同時，已建或在建項目需要進一步開拓市場收益，積極參與虛擬電廠、需求響應、電力市場等。

　　近年來，政策的不確定性和市場的復雜性，給儲能從業者帶來更大的挑戰，在工商業儲能項目投資前，要做好充分的市場調研，密切關注光伏裝機大省的電力供需結構，研判政策調整和市場改革趨勢，做好參與電力市場競價的技術準備。