近期，有多地进行了峰谷分时电价调整，已经成了新能源行业的一大话题。面对并不稳定的电价政策，从业者们对未来众说纷纭。而要想在电力市场化改革的浪潮中泰然处之，工商业业主们也应当对“现在正在发生什么”有所了解。

01丨以湖南为例，计算分时电价调整影响

在各地的调整中，比较引人关注的是12月31日湖南发改委发布的《关于完善我省分时电价政策及有关事项的通知（征求意见稿）》。湖南省的新政策，将中午3小时的峰时段调整为了平时段（冬）及谷时段（春夏秋），全年由两个周期变为三个周期。其次，峰谷平电价比例从“1.6 : 1 : 0.4”调整为“1.6 : 1 : 0.47”，低谷电价的下浮比例变小。此外，电价组成成分方面，改变了平段电价的组成结构和参与浮动的部分。

上午峰时段的消失，不管对光伏还是储能，都不算是一个好消息。对光伏来说，发电高峰时段卖不上价，收益显著降低；对储能来说，无法峰谷两充两放，套利的潜力受到局限，此外，低谷电价下浮比例缩小也降低了峰谷价差。不过，要想知道工商业储能的收益到底有什么变化，还需要量化计算。

我们以2025年1月湖南两部制1~10kV代理购电价格为例，平段电价为0.76145元/千瓦时。按照政策规定的浮动比例和电价组成部分，经过计算可以得出，政策改版前后的各时段电价如下表。

由此得到价差如下，平段与谷段价差的降低幅度可达16%。

在政策变化前，按照1/7/8/9/12月每天“谷充高放+平充尖放”、2~6月/10/11月每天“谷充高放+平充高放”的充放电策略，计算得全年峰谷套利能力：505.1315元/kWh。

而政策变化后，按照7/8月每天“谷充平放+谷充尖放”、1/12月每天“谷充尖放”（PS：一充一放和两充两放价差相同）、2~6月/9/10/11月每天“谷充平放+谷充高放”的充放电策略，计算得全年峰谷套利能力：415.7673元/kWh。

计算到这里，便能得到结论：此次湖南分时电价调整在理论上将使峰谷套利收益降低18%。同时，考虑到新的高峰尖峰集中在夜晚时间，如果想要配储，对于工厂的负荷曲线要求也将更加苛刻。

02丨峰谷分时电价的影响因素

时常会看到有人有这样的疑问：“不是说要支持发展工商业储能么，怎么电价政策还会往不利的方向改？”

实际上，“支持工商业储能发展”的旗帜并不是左右峰谷分时制定的决定性因素。制定分时的核心依据其实是——当地的负荷净曲线，即当地实际负荷减去可再生能源发电出力的曲线。所以，分时的变化反映的是当地电力供需关系的变化，这是规律使然，非人力所能轻易扭转。当负荷净曲线上某个时段供大于求，高峰也会回落成平段甚至谷段。随着新能源电力供给越来越多，什么时候是谷、什么时候是峰，很大程度上取决于新能源本身的特性。

03丨峰谷分时电价的关键要素

既然构建新型电力系统是一个漫长的过程，就意味着电力供需关系会不断变化，分时电价也会面临不断地调整。在确定性的“政策不确定性”中，我们应该关注什么呢？无论政策如何修改，有四个要素始终是最关键的。分别是：用户执行范围，时段划分，电价构成和浮动系数。

用户执行范围和时段划分不必多说，这是大家不会忽略的两项。而电价构成，往往很多人不太关注。以浙江省为例，根据政策规定，电网企业代理购电用户电价由代理购电交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加五部分组成。其他省份也基本是这五个部分。

从电价构成延伸到浮动系数，要知道峰谷段的电价并不是平段电价直接乘上浮动系数，而是要把构成平段电价的五部分拆开看，这其中有的参与了浮动、有的没有参与。例如，浙江省的五个部分全都参与了浮动，所以浮动会比其他省份更剧烈，价差更大。而像山西，只有“代理购电价格”这第一部分参与了浮动，相比其他省份价差就小些。参与浮动的范围调整也会导致价差变动，比如把“系统运行费用”从浮动中剔除的湖南省，再如25年1月刚把“输配电价”从浮动中剔除的吉林省，都损害了工商业储能的经济性。

04丨如何面对不确定性

短期看来，可以确定的是——政策是不确定的。在被政策浇过冷水后，也不必灰心丧气，每一个置身事内的人都可能因此产生新的思考。对于新能源投资开发商来说，需要在事先算收益率的时候更为谨慎，留出一些余裕。而对于工商业业主来说，把自己直接暴露在政策的风险中显然不是明智之举，采用合同能源管理而非自投的方式进行工商业储能投资仍然是规避风险的最佳方式——把风险交给更专业的人去评估，把收益留给自己。

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