中國儲能網(wǎng)訊：2025年以來，吉林、湖北調整，江西、江蘇、安徽、四川擬調整分時電價政策，實行午間谷電價、提升政策靈活性成趨勢。
在上述省份中，江蘇的政策調整力度較大，設置全年午間低谷電價時段，拉大最大峰谷價差近15個百分點，以應對新能源規(guī)模持續(xù)擴大帶來的電力系統(tǒng)“保供應”“促消納”問題，工商業(yè)儲能的充放電策略也將發(fā)生變化。
PART.01
午間谷電將擴至21地
2025年2月起，吉林全年11—14點執(zhí)行午間低谷電價，較此前延長2個小時。江蘇和安徽擬全年執(zhí)行午間低谷電價，時長擬為2—4個小時，現(xiàn)行政策均沒有設置日間低谷電價時段。江西擬在3—11月增設午間谷時段，低谷和深谷時段分別為1個小時和2個小時，高峰、低谷、深谷電價的浮動比例均較現(xiàn)行擴大10個百分點。
自2025年5月1日起，湖北在春節(jié)、勞動節(jié)、國慶節(jié)的9—15點實行節(jié)假日深谷電價，其中，9—12點和14—15點的電價為平段電價的90%，12—14點的電價為平段電價的43%。安徽擬在3天及以上節(jié)假日的11—15點實行深谷電價，深谷電價在低谷電價基礎上下浮20%。截至目前，國內已有21個省區(qū)計劃或正實行包括節(jié)假日深谷電價在內的午間低谷電價，其中，15個省區(qū)計劃或正在執(zhí)行全年午間谷電。
在午間低谷電價執(zhí)行范圍擴大的同時，部分省份的尖峰電價執(zhí)行力度有所減弱。吉林由此前在夏冬季5個月的16—19點固定實行尖峰電價調整為根據(jù)電力供需情況靈活啟動。安徽擬將實行尖峰電價的時間，由現(xiàn)行的夏冬季各兩個月調整為各一個半月。四川擬取消冬季尖峰電價，將夏季尖峰電價的時長由2小時調整為3小時，并計劃建立靈活執(zhí)行機制，其他月份日最高氣溫大于等于35℃時啟動尖峰電價。江西則計劃恢復此前暫緩執(zhí)行的尖峰電價，并將執(zhí)行月份減少1個月。
分時電價政策的靈活性進一步提升。除吉林、四川擬靈活啟動尖峰電價外，安徽和四川計劃建立分時電價動態(tài)調整機制。安徽提出，電網(wǎng)公司根據(jù)省內電力供需形勢、電源結構、電力負荷變化及系統(tǒng)調節(jié)能力等情況合理確定峰谷具體時段，以年度為周期，提前向社會公布未來12個月的峰谷時段情況。此前，山東已建立分時電價動態(tài)調整機制，電網(wǎng)公司于年底公布下一年度的峰谷時段。
PART.02
儲能充放電調整
江蘇計劃的分時電價政策調整較大、影響面較廣，引發(fā)廣泛關注。
除了增設全年午間低谷電價時段，江蘇擬進一步擴大分時電價的執(zhí)行范圍，由現(xiàn)行的100千伏安及以上的工業(yè)用戶擴大至除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電以外的其他所有工商業(yè)用戶，并進一步擴大峰谷價差。根據(jù)近期江蘇優(yōu)化工商業(yè)分時電價的征求意見稿，執(zhí)行兩部制電價的用戶，峰段和谷段電價在平段電價的基礎上分別上浮80%和下浮65%，峰谷價差較現(xiàn)行政策擴大14.89個百分點；執(zhí)行單一制電價100千伏安及以上的用戶，峰谷價差擴大12.99個百分點。
促進新能源消納是江蘇政策調整的重要驅動力。2024年，江蘇新能源裝機增量達到2278萬千瓦，同比增長55%。截至2024年底，江蘇新能源裝機規(guī)模達到8808萬千瓦，超過煤電成為第一大電源，光伏總裝機和分布式光伏裝機均居全國前三。作為電力消費大省，2024年，江蘇全社會用電量達到8487億千瓦時，同比增長8.4%，增速較全國快1.6個百分點。通過上述調整，江蘇可引導用戶增加午間電力消費和在用電高峰時段錯峰用電，緩解午間光伏大發(fā)時段“促消納”和用電高峰時段“保供應”的雙重矛盾。
江蘇推動絕大多數(shù)工商業(yè)用戶執(zhí)行價格波動更大的分時電價，有利于加速價格形成方式向電力現(xiàn)貨市場過渡。值得注意的是，征求意見稿提出，為有效銜接電力市場交易，擬將分時電價計價基礎從用戶到戶電價調整為用戶購電價格，后續(xù)輸配電價、系統(tǒng)運行費用折價、政府性基金及附加和上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損電價可能不參與峰谷浮動。
吉林也調整了分時電價的浮動范圍，在峰谷浮動比例不變的情況下，取消了輸配電價和上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損電價參與浮動，僅保留上網(wǎng)電價作為浮動計價基礎。以2025年4月吉林電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格為例，調整后執(zhí)行兩部制電價的220千伏及以上工商業(yè)用戶的高峰、低谷電價分別約為0.8676元/千瓦時和0.4421元/千瓦時，按此前政策結算則分別約為0.9421元/千瓦時和0.3676元/千瓦時，峰谷價差有所縮小。預計江蘇可能也會出現(xiàn)類似的情況。
除上述兩地外，江西也計劃取消輸配電價參與浮動。
分時電價政策調整可能影響工商業(yè)儲能的充放電策略。有儲能從業(yè)人士分析，若政策落地，江蘇工商業(yè)儲能“兩充兩放”將由目前的“谷充峰放+平充峰放”調整為“谷充平放+谷充峰放”，安徽則將由“谷充平（峰）放+平充峰放”調整為“谷充平（峰）放+谷充峰放”，充放電策略的調整也將對項目經(jīng)濟性產(chǎn)生一定影響。
業(yè)內人士認為，隨著新能源規(guī)模持續(xù)擴大，各地分時電價調整頻率提高和設置午間低谷電價是必然趨勢，儲能電站須“轉被動為主動”，靈活調整運營策略和提高運營能力，為后續(xù)直接參與電力市場做好準備。
圖：分時電價新舊政策對比
注：
①“政策執(zhí)行時間”無標注的為全年執(zhí)行；
②江蘇分時電價征求意見稿未提及尖峰電價時段調整，故未做標注。
數(shù)據(jù)來源：地方發(fā)展改革委官網(wǎng)、公開信息
制圖：洪嘉琳
