数字储能网讯：一份分时电价优化政策的落地，在浙江能源圈引发广泛关注。

各家充电运营商正加紧调整运营策略，有的重新划定时段套餐，有的布局车网互动，开辟第二赛道；储能投资商重算收益模型，谋划新的盈利方式；而对更多普通工商业用户而言，电费计价规则变了，生产排班要不要跟着调、怎么调才划算，这笔账还需要细算。

5月底，浙江省发展改革委、省能源局联合印发的浙发改价格〔2026〕112号文（以下简称“新政”），对工商业分时电价进行了全面优化调整。峰谷重设，计价基数、浮动比例同步优化，并建立动态调整机制，于7月起正式实施。

不少业内人士称，这是浙江电力市场化改革以来对分时电价“动刀最狠”的一次。要理解这次改革的深意，得从一条曲线说起。

■■一条“鸭子曲线”引出的改革逻辑

浙江的电源结构，近年来正在经历一场堪用“巨变”来形容的历史性重构。

截至2025年底，浙江省内清洁电源装机突破1亿千瓦大关，占全省电源装机的56.8%。光伏是这场变革的绝对主力，总装机达到6429万千瓦，较2020年末飙升324%，超越煤电跃居浙江第一大装机电源。但其“看天吃饭”的特性也彻底改变了电网的净负荷形态。

净负荷指扣除风光新能源出力后，需由火电、气电等可控电源兜底的用电负荷。光伏新能源高比例接入后，日间满发充沛，有效对冲用电需求，大幅压低电网净负荷；日暮后光伏出力归零，晚间居民用电集中攀升，净负荷快速冲高，形成“鸭脖”形状。这种“晚峰午谷”的曲线，被业内形象地称为“鸭子曲线”。

国网浙江省电力有限公司营销部相关专家芦鹏飞介绍，随着浙江电网“含绿量”不断提升，“鸭子曲线”出现频率将进一步增高，伴随峰更高、谷更深，甚至演变为“峡谷曲线”。

回看2024年出台的旧版分时电价政策，是在煤电主导时代的“源随荷动”设计逻辑：电源出力相对刚性，电价引导时，更多考虑用电情况。因此把8:00—11:00和15:00—17:00两个生产活跃期设为尖峰或高峰的高价时段。

 “鸭子曲线”出现后，矛盾随之显现。

第一重错配：白天“供电有余”，电价却最贵。

旧政划定的日间尖高峰时段，正是光伏大发期，电力供给较为充裕。但高位电价抑制了市场用电需求，大量富余清洁电力无法有效消纳，形成资源错配。

第二重错配：傍晚“供电紧张”，电价反而便宜。

傍晚过后，电网净负荷直线飙升，然而旧分时电价在这个时段以平段为主，价格信号暗示“现在便宜，多用点电”。用户主动移峰的积极性不足，晚高峰负荷压力难以疏导。

这两重错配叠加，代价很现实。2025年，浙江全社会最高用电负荷达到1.31亿千瓦，最大峰谷差突破4271万千瓦，峰谷差率超过32.6%，是全国电力系统峰谷差最高的省份之一。然而，全年真正出现用电尖峰的时段不过几十小时。为了这短暂的几十小时，要么启用昂贵的天然气发电，要么高价抢购外来电，甚至不得不新建电厂和输电网，并不划算。

电价信号若停留在旧时代的剧本里，将导致供需信号失灵，及时调整就成了唯一出路。

■■三优化一建立，让电价信号重新匹配供需

国网浙江电力财务部专家胡嘉骅认为，随着电力系统从“源随荷动”向“源荷互动”转型，电价政策也将在有效反映供需关系，调动各方在调节潜力上发挥更加重要的作用。

而此次新政的核心，正是用“三优化一建立”重新设定参数，重新匹配现实供需。

首先优化分时时段设置。

新政将上午8:00-11:00的高峰/尖峰时段整体削平为平时段，下午至晚间16:00—23:00被统一划为高峰（夏冬季含尖峰）时段，午间低谷从2小时延长至3小时，为新能源消纳创造更大空间。

考虑假期负荷特点，劳动节、国庆节假期的前三天及春节假期（具体时间以国家公布为准），低谷时段从0点持续至上午9:00，9:00—15:00被设置为深谷时段，深谷时长从4小时延长至6小时。

这些调整的依据很清晰，即按照电力系统净负荷曲线的特征来“描”，新能源出力高的时段压低电价鼓励消纳，供需紧张的时段拉高电价引导错峰，用价格信号鼓励全社会共同参与平滑浙江电网负荷曲线。

其次是优化计价基数和浮动比例。

新政将分时电价的计价基数调整为上网电价、上网线损费用、系统运行费三部分，输配电价和政府性基金及附加不再参与浮动。这样一来，政府核定的固定价格从分时浮动中剥离，电价更能真实反映市场供需的波动。

新政对分时电价浮动比例也进行了优化调整，大工业和一般工商业用户合并一套浮动比例，尖峰、高峰、平段、低谷、深谷浮动结果比例调整为2.05:1.85:1:0.4:0.2。

第三是优化电动汽车充放电价格政策。

经营性充换电设施午间低谷起始时点提前半小时，从10：30开启。同时出台支持性放电价格政策，鼓励具备V2G（反向放电）能力的充换电设施参与车网互动，响应调峰需求，为电动汽车作为分布式储能资源参与电网调节打开了制度通道。

此外，考虑到电力供需的“波动性”与“不确定性”日益凸显，新政同步建立了分时电价动态调整机制：经履行规定程序后，以年度为周期对峰谷时段、浮动比例等进行调整，当年内出现电力供需形势重大变化、天气异常等不确定因素时，确需对个别月份峰谷时段、浮动比例进行调整的，提前1个月向社会公布，让价格信号跟上供需变化的节奏。

■■513万户工商业主体，在新分时体系中的自我定位

今年7月1日起，新政将正式施行。对工商业用户来说，一道全新的成本管理考题摆在眼前。各行业都要在新的分时体系里，重新算清自己的账。

大工业用户（不包括国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等）需全年强制执行分时电价。那些“机器不停、产线不歇”连续生产的企业，将直面下午至晚间连续7小时的高峰电价压力。但换个角度，午间低谷更长了，还多了个“深谷”——只要愿意把部分生产负荷挪一挪，降本空间其实不小。

以年用电10亿千瓦时的钢铁企业为例，若能将10%的高峰用电挪到低谷时段，年节约电费可超2000万元。这笔钱，够上一套不错的储能系统，或者完成一轮深度的节能改造。此外，企业可按新政连续17个小时的“平谷时段”安排生产，设备启停频次降下来了，夜间班次也能相应缩减，人力调度更从容，综合成本随之下降。

新政保留了一般工商业用户的自主选择权：可选执行或不执行分时电价，选定后12个月内保持不变。这个“可选项”，让不同行业有了根据自己的节奏理性投票的机会。

比如零售、餐饮、酒店，高峰期基本就是傍晚到夜间的营业时间，正好是新政的高峰时段，执行分时电价反而可能多掏钱，选择不执行成为更划算的选择。而对仓储物流、数据中心这类负荷稳定、又能灵活调度的用户来说，低谷电价就是实打实的红利。预计新政一启动，将出现一轮用户自我筛选潮，不同行业的理性决策将自然完成市场分层。

充电站行业也闻风而动。6月是政策施行前的窗口期，各家忙着研究新政，打算调整分时充电价格，引导车主午间多充电，降低运营成本。宁波福明充电站提前布局了两台60千瓦的V2G充电桩——以夏冬季尖峰时段放电为例，按当月电网代理工商业购电尖峰电价结算，预计每小时可获收益约144元。尽管目前具备V2G功能的车辆和充电设施占比仍然较低，但政策层面的制度铺垫将为未来车网互动的规模化发展扫清障碍。

当电价信号真正开始反映每一度电的社会成本，“削峰填谷”就不再只是哪一方的苦差事，而是全社会基于市场信号的自发选择。

■■各类光伏、储能运营商站上“转型关口”

反观光伏、储能行业，新政出台后，“凭真本事吃饭”的紧迫感愈发强烈。

政策释放的信号很明确：储能不能再只当“金融套利工具”，必须回到“电力系统调节工具”的本位上来。

过去那种依赖峰谷价差、靠“两充两放”稳稳赚钱的盈利模式，被新政彻底改写。两次“谷充峰放”变成了一次“谷充峰放”、一次“谷充平放”，项目峰谷价差套利收益也将受影响——据测算，储能项目投资收益率将降至约16%。面对这场倒逼，不少投资机构已对收益预期重新考量，也有企业转向在价格波动中摸索新的盈利路径。

储能不再是一个孤立的充放电设施，而是嵌入到更灵活的能源服务网络中：零碳园区整体方案、虚拟电厂协同调度、绿电直连增值服务……“基础套利＋需量管理＋虚拟电厂＋光储协同”等多元收益模式，正在取代过去单一的峰谷价差盈利逻辑。

多家工商业储能公司表示，短期来看，分时电价调整确实会放慢项目落地节奏。靠低价抢项目、缺技术、少运营的小厂商，会逐步被市场淘汰，行业面临一轮洗牌。但长期来看，“双碳”目标下，工商业储能依然是刚需，对那些懂技术、会运营的综合能源服务企业来说，反而是深耕市场、绑定长期客户的关键机遇。

光伏行业的重心，同样要从投资转向运营。

午间低谷和深谷时长的增加，带来了一体两面的影响。一方面，深谷机制将引导用户多用绿电，从需求侧改善了消纳环境。另一方面，光伏在正午大发时段的自发自用度电价值被调低。光伏需要主动配合储能，参与市场交易，真正成为一个可调节的系统电源，寻找综合收益的修复路径。

分时电价动态调整之外，新能源全量入市、分布式光伏新规、电力现货交易机制相继落地，新能源行业正全面进入电力市场时代。那些依赖固定峰谷时段、固定价差比例、稳定政策保护的旧模式，根基渐失。

阵痛难免，却也孕育着真正的转机。接受并善用市场价格信号，也将真正引导新能源产业从粗放式的规模扩张，迈向与新型电力系统协同共进的高质量发展之路。

对于期望穿越周期的企业和从业者来说，比拼运营能力、场景组合和成本管控的时候到了。