2025年，我國電力市場改革持續向縱深推進，分時電價作為引導電力資源優化配置、平衡供需矛盾的核心杠桿，迎來新一輪密集調整。

據北極星電力市場網梳理，2025年，江蘇、山東、安徽、河北南網、冀北、四川、天津、湖南、江西、陜西、吉林、新疆兵團第八師等12個地區正式發布新版工商業分時電價政策，另浙江、貴州、山西3個地區發布征求意見稿。新版分時電價機制主要是在午間谷段、節假日深谷、浮動基數等方面進行調整。

（來源：北極星電力市場網 作者：欣言）

本次梳理基于全國最新政策文件，從時段劃分、浮動比例、趨勢影響等維度，構建全國工商業分時電價全景圖譜，并加以分析，以饗讀者。

一、峰谷時段劃分：

適配新能源，重構時間維度格局

2025年各地新政最顯著的特征，是打破傳統“晝峰夜谷”的固定框架，結合新能源出力特性、負荷變化規律優化時段邊界，形成差異化的時段劃分體系。

從全國范圍看，當前分時電價類型呈現三類梯度分布：7個地區執行“高峰－平段－低谷”三時段模式（無尖峰、深谷）；14個地區執行“尖峰－高峰－平段－低谷”四時段模式（無深谷）；13個地區執行“尖峰－高峰－平段－低谷－深谷”五時段模式。另有6個地區針對性設置重大節假日深谷電價，形成“常規時段+特殊時段”的復合機制。

（一）尖峰時段：

從全國分布來看，17:00-22:00是尖峰時段的“黃金區間”，除甘肅、黑龍江、貴州、云南、寧夏、吉林、廣西7個地區無尖峰時段外，絕大部分地區將主要尖峰時段劃分在此區間。

廣東（含深圳）、浙江、青海、福建、北京5個地區突破“晚間單尖峰”格局，在午前增設尖峰時段，集中在11:00-12:00。其中，浙江在夏冬季9:00-11:00設置尖峰時段，青海則針對秋冬季采暖負荷特點，將午前尖峰前移至8:00-9:00。

從執行周期看，多數地區僅在夏冬負荷高峰期啟用尖峰電價，而山東、湖北則實現全年全月覆蓋，成為全國尖峰執行強度最高的兩個地區。

從時長來看，山東以夏季（6-8月）17:00-22:00的5小時尖峰時段位居全國首位，大幅超過全國平均水平；湖南緊隨其后，夏冬季尖峰時段為4小時，具體為7-8月20:00-24:00、1月、12月18:00-22:00。

值得關注的是，四川、廣東（含深圳）引入“氣象聯動機制”，打破固定時段限制：四川在7-8月固定尖峰基礎上，對其他月份日最高氣溫≥35℃的高溫天追加尖峰電價；廣東則在7-9月常規尖峰之外，同步響應高溫預警調整尖峰時段，實現尖峰機制的動態適配。

（二）高峰時段：

高峰時段主要集中在8:00-12:00和16:00-24:00，其中18:00-21:00為高峰負荷最密集區間，多數地區高峰時長控制在7～8小時。

部分地區結合本地負荷特性拓展高峰邊界，安徽、蒙東、蒙西、青海、甘肅、黑龍江、寧夏、云南等地區將高峰時段前移至6:00-8:00，適配早間能源、化工等重工業的生產啟動需求。

（三）低谷時段：

0:00-6:00是被設置為低谷時段最密集的時段，多數地區低谷時長設定為8小時，形成“夜間錯峰”的基本格局。但2025年新政的核心突破的是低谷時段向日間延伸，尤其是午間時段，成為各地適配光伏大發的關鍵抓手。

從時長差異看，四川春秋季低谷時段最長，達10小時，為新能源消納預留充足空間；而山東低谷時段最短，全年各月均為5小時。

值得注意的是，除了廣東、四川、重慶、上海、廣西、貴州、福建、北京8個地區外，其余地區均在11:00-14:00設置低谷時段，精準對接午間光伏出力高峰。而青海、甘肅、寧夏、新疆兵團第八師、西藏5個地區，直接將低谷時段全部設置在白天，集中覆蓋9:00-17:00新能源大發區間，通過價格杠桿激勵用戶日間用電，破解新能源“棄電”難題。

貴州明確2026年2月1日—28日春節期間執行特殊分時政策，將每日11:00-13:00調整為平時段，13:00-15:00設為谷時段，既適配節日用電規律，又兼顧光伏消納需求。這種“常規時段+節假日專項”的模式，已成為多地優化低谷機制的重要方向。

（四）深谷時段：

江蘇、浙江、湖北、江西、上海、安徽6個地區設置重大節假日深谷電價，其中上海政策最為細化——除元旦、春節等七大法定節假日外，2—6月、9-11月的休息日，對大工業用電在0:00-6:00及22:00-24:00執行深谷電價，覆蓋休閑時段低負荷區間。

山東、冀北、河北南網、蒙東、蒙西、新疆、西藏7個地區則設置常規深谷時段。時段分布呈現明顯的區域差異：上海將深谷時段設定為22:00-6:00，延續夜間低負荷導向；其余地區則集中在11:00-16:00，與午間新能源大發時段高度重合，通過更深幅度的電價下浮，強化新能源消納激勵。

全國各地現行分時電價時段劃分如下：

（注：標紅地區為2025年發布新版分時電價政策的地區）

二、峰谷電價浮動比例：

差異化定價，平衡供需與成本

2025年各地新政嚴格遵循國家發改委《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求，系統峰谷差率超過40%的地區，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地區不低于3:1，同時結合本地新能源消納能力、電網運行成本、產業結構特點，制定差異化浮動方案，形成“尖峰強抑制、低谷強激勵”的定價邏輯。

（一）尖峰電價：

從覆蓋范圍看，甘肅、黑龍江、貴州、云南、寧夏、吉林、廣西7個地區暫不設置尖峰電價，其余地區均已落地尖峰機制。

以高峰電價為基準的地區中，江蘇、山西、河南、安徽、冀北、河北南網、四川、重慶、天津、湖南、海南、蒙東、蒙西、北京14個地區統一上浮20%；廣東（含深圳）、上海、遼寧3個地區上浮比例提升至25%。

以平段電價為基準的地區則呈現更大差異，山東、青海、新疆、湖北夏冬季尖峰電價上浮比例最高，達平段電價的2倍，成為全國尖峰浮動強度最大的區域；浙江大工業夏冬季浮動比例為1.98，一般工商業為1.65；陜西上浮比例為1.9，江西、福建、西藏大工業及湖北春秋季為1.8，形成梯度化的尖峰定價體系。

（二）高峰電價：

全國高峰電價上浮比例集中在1.17-1.843倍平段電價區間，呈現“中間集中、兩端分散”的分布特征。其中上浮比例在1.7的地區數量最多，包括廣東（含深圳）、山東、冀北、河北南網、海南、陜西及江蘇100千伏安及以上單一制用戶。

上浮比例較高的地區中，安徽夏冬季以1.843位居首位，江蘇兩部制用戶、上海兩部制用戶夏冬季及北京單一制用戶均為1.8，反映了這些地區夏冬季供電壓力較大、峰期成本較高的現實。

上浮比例較低的地區則聚焦降低企業用電成本，上海單一制用戶春秋季上浮僅1.17，夏冬季為1.2；湖北全年上浮比例1.49。

（三）低谷電價：

全國低谷電價下浮比例集中在45%—75%之間（即0.25-0.55倍平段電價），與高峰電價形成反向激勵，核心目標是提升低谷時段用電需求，承接新能源消納。

從區域差異看，新疆低谷電價下浮比例最高，達75%，北京1千伏及以上單一制用戶、冀北、河北南網、山東、陜西下浮70%。

上海單一制用戶低谷電價下浮比例最低；上海兩部制用戶春秋季、廣西、甘肅、黑龍江、遼寧、寧夏、云南、西藏大工業用戶等地區統一下浮50%，既保留一定的低谷激勵，又避免電網收益過度受損。

（四）深谷電價：

全國已有江蘇、山東、浙江、湖北、江西、上海、蒙東、蒙西、新疆、西藏、安徽、冀北、河北南網13個地區設置了深谷電價，其中江蘇、浙江、安徽、湖北、江西、上海6個地區在節假日/重大節假日設置深谷電價。

主要分“低谷基礎上再下浮”與“平段基準下浮”兩類模式，其中江蘇、安徽、冀北、河北南網、蒙東、蒙西6個地區采用“低谷疊加下浮”模式，在低谷電價基礎上再下浮20%。

其余地區則以平段電價為基準下浮，浮動幅度差異顯著：新疆、山東下浮比例最高，達90%（即0.1倍平段電價），浙江、上海下浮80%，江西下浮70%，形成極強的場景化激勵。

全國各地峰平谷電價比例如下：

三、三地征求意見

調整計價基數，縮小峰谷價差

除上述地區現行分時電價政策之外，2025年，貴州、浙江、山西3個地區就分時電價征求意見，三者的共同特征是優化時段劃分適配光伏出力，同時調整計價基數縮小峰谷價差，平衡企業成本與電網收益。

貴州：新增午間1h谷段

與現行政策（黔發改價格〔2023〕481號）相比，貴州征求意見稿的核心調整是優化午間時段劃分，精準對接光伏出力特性。冬季（1-2月、12月）將午間11:00-13:00的峰段調整為平時段，縮短午間高峰時長；非冬季（3-11月）新增13:00-14:00午間谷段，同時將峰段前移至8:00，形成“早峰+午谷+晚峰”的時段格局，既適配光伏午間大發的消納需求，又兼顧企業早間生產安排。

電價浮動方面，峰平谷電價比例保持1.6:1:0.4不變，但核心變化是調整計價基數——輸配電價、系統運行費用、上網環節線損費用不再參與峰谷浮動。這一調整將直接導致峰谷價差大幅下降，減輕企業因峰谷電價波動帶來的成本壓力，同時也符合全國“縮小峰谷價差、穩定企業預期”的政策趨勢。

浙江：午前高峰變平段，午間3h谷段

與現行政策（浙發改價格〔2024〕21號）相比，浙江征求意見稿對時段劃分與浮動比例進行雙重優化，進一步強化新能源消納激勵。時段劃分上，全年上午7:00-11:00調整為平時段，午間低谷由2個小時延長至3個小時，16:00-23:00調整為高峰（尖峰）時段，形成“午谷集中、晚峰聚焦”的格局，精準對接光伏午間出力與晚間負荷高峰。

節假日深谷機制進一步細化，明確勞動節、國慶節假期前三天及春節假期，將0:00-9:00設為低谷時段，9:00-15:00設為深谷時段，通過延長深谷時長、覆蓋午間光伏大發區間，強化節假日新能源消納。

浮動比例方面，尖峰、高峰、平段、低谷、深谷電價比例由原來的1.98:1.65:1:0.38（春秋0.45）:0.2調整為2.05:1.85:1:0.4:0.2，高峰、尖峰上浮比例小幅提升，低谷、深谷下浮比例適度調整，平衡激勵強度與成本壓力。

計價基數調整與江蘇、貴州邏輯一致，僅以上網電價、上網環節線損費用、系統運行費用為計價基礎，輸配電價和政府性基金及附加不再參與浮動，從源頭縮小峰谷價差，穩定企業用電成本預期。

山西：日間谷電最長可達8h

與現行政策（晉發改商品發〔2023〕166號）相比，山西征求意見稿的最大創新，是打破“夜間低谷”的傳統框架，將低谷時段整體調整為日間，適配新能源大省的消納需求。全年統一設置9:00-15:00為日間谷段，其中春季進一步延長至8:00-16:00，時長達8小時，成為全國日間低谷時長最長的地區之一。

節假日機制方面，明確春節、勞動節、國慶節期間13:00-15:00為深谷時段，疊加日間谷段優勢，強化節假日新能源消納激勵。

電價浮動比例設置為1.92:1.6:1:0.45:0.36（尖峰：高峰：平段：低谷：深谷），同時明確上網環節線損折價、系統運行費用折價、輸配電價、歷史偏差電費折價、政府性基金及附加均不參與浮動，全方位縮小峰谷價差，兼顧新能源消納與企業成本穩定。

四、趨勢及影響：

變革來臨，機遇與挑戰并存

2025年全國分時電價政策調整，并非簡單的時段與比例優化，而是圍繞新型電力系統建設、市場化改革推進的系統性重構。從各地政策共性與創新點來看，三大趨勢愈發清晰，對工商業用戶、售電公司、光儲企業等市場主體將產生深遠影響，推動電力消費生態向“精準化、市場化、綜合化”轉型。

趨勢一：非浮動項目擴容，峰谷價差理性收縮

多地明確輸配電價、系統運行費用、上網環節線損費用等不再參與峰谷浮動，尤其是輸配電價，目前包括河北南網、冀北、陜西、河南、江蘇等20余個地區落地相關政策，成為分時電價改革的核心方向。

這一調整的核心邏輯，是區分“可市場化波動成本”與“固定成本”——輸配電價、政府性基金及附加等屬于電網固定投資與政策性成本，不宜隨峰谷時段波動；僅將上網電價等市場化成本納入浮動范圍，既符合電價形成機制改革方向，又能穩定企業用電成本預期。

對用戶而言，峰谷價差收縮意味著單純依靠“峰谷套利”的空間縮小，需從被動錯峰轉向主動優化用電曲線；對電網企業而言，固定成本不參與浮動可避免峰谷時段損益過大，保障電網投資回收與穩定運營。

以陜西為例，其新版政策明確輸配電價、上網環節線損費用、系統運行費用（包括煤電機組容量電費、抽水蓄能容量電費、輔助服務費用等）、政府性基金及附加不參與峰谷浮動，僅以代理購電價格為基礎浮動，同時將高峰、低谷浮動比例調整為上下70%，尖峰上浮90%，通過“比例提升+基數收縮”的組合，實現激勵效果與成本穩定的平衡。

趨勢二：市場化分時替代行政分時，個性化定價成主流

隨著電力現貨市場、中長期交易市場的成熟，行政主導的固定分時電價機制正在逐步被市場化分時替代。多地已明確，直接參與電力市場交易的用戶不再執行政府規定的分時電價，而是通過交易合同約定分時價格；未來，分時電價的形成邏輯將發生根本性轉變——從“政府定時段、定比例”轉向“市場定價格、用戶選策略”。

售電公司將成為市場化分時機制的核心載體，基于用戶負荷曲線、交易結構、合同模式、信用等級、付款方式等維度，定制個性化零售電價方案。原有“固定時段、固定比例、固定價格”的單一模式將逐步淘汰，取而代之的是適配不同行業、不同負荷特性的差異化方案——對負荷穩定的工業用戶，提供平穩型分時套餐；對靈活可調的用戶，提供高激勵型分時套餐；對新能源配套用戶，提供光儲聯動型分時套餐。這種市場化轉型，既適配了電力市場改革方向，又能更好滿足用戶多樣化用電需求。

趨勢三：光儲行業轉型，從產品導向到成本優化導向

分時電價機制的調整，對工商業光伏、儲能行業帶來顛覆性影響——原有“固定收益模式”難以為繼，行業需從“產品銷售”轉向“綜合成本優化服務”。此前，光儲項目的盈利邏輯主要依賴固定分布式光伏折扣、儲能“兩充兩放”峰谷套利，模式相對單一；隨著峰谷價差收縮、時段動態調整，單純依靠產品本身的盈利空間大幅壓縮。

未來，光儲行業的核心競爭力將體現為綜合服務能力：通過分布式光伏、儲能、動態負荷管理、變壓器容量優化、購電策略調整、需求響應、虛擬電廠、綠電直連、減排收益兌現等業務的協同，為用戶提供全周期電費優化方案，而非單一產品銷售。

對工商業用戶而言，光儲項目不再是單純的“節能設備”，而是參與電力市場、優化用電成本的核心工具——通過儲能平抑負荷波動、跟蹤分時電價調整充放電策略，結合光伏自發自用，可實現綜合用電成本最優；對光儲企業而言，需強化技術集成與服務能力，從設備供應商轉型為“能源優化服務商”，通過EMS系統、微電網技術、交易策略優化，為用戶提供一體化解決方案，構建新的商業模式。