更新时间：作者：小小条
2025年，我国电力市场改革持续向纵深推进，分时电价作为引导电力资源优化配置、平衡供需矛盾的核心杠杆，迎来新一轮密集调整。
据北极星电力市场网梳理，2025年，江苏、山东、安徽、河北南网、冀北、四川、天津、湖南、江西、陕西、吉林、新疆兵团第八师等12个地区正式发布新版工商业分时电价政策，另浙江、贵州、山西3个地区发布征求意见稿。新版分时电价机制主要是在午间谷段、节假日深谷、浮动基数等方面进行调整。
（来源：北极星电力市场网 作者：欣言）
本次梳理基于全国最新政策文件，从时段划分、浮动比例、趋势影响等维度，构建全国工商业分时电价全景图谱，并加以分析，以飨读者。
一、峰谷时段划分：
适配新能源，重构时间维度格局
2025年各地新政最显著的特征，是打破传统“昼峰夜谷”的固定框架，结合新能源出力特性、负荷变化规律优化时段边界，形成差异化的时段划分体系。
从全国范围看，当前分时电价类型呈现三类梯度分布：7个地区执行“高峰－平段－低谷”三时段模式（无尖峰、深谷）；14个地区执行“尖峰－高峰－平段－低谷”四时段模式（无深谷）；13个地区执行“尖峰－高峰－平段－低谷－深谷”五时段模式。另有6个地区针对性设置重大节假日深谷电价，形成“常规时段+特殊时段”的复合机制。
（一）尖峰时段：
从全国分布来看，17:00-22:00是尖峰时段的“黄金区间”，除甘肃、黑龙江、贵州、云南、宁夏、吉林、广西7个地区无尖峰时段外，绝大部分地区将主要尖峰时段划分在此区间。
广东（含深圳）、浙江、青海、福建、北京5个地区突破“晚间单尖峰”格局，在午前增设尖峰时段，集中在11:00-12:00。其中，浙江在夏冬季9:00-11:00设置尖峰时段，青海则针对秋冬季采暖负荷特点，将午前尖峰前移至8:00-9:00。
从执行周期看，多数地区仅在夏冬负荷高峰期启用尖峰电价，而山东、湖北则实现全年全月覆盖，成为全国尖峰执行强度最高的两个地区。
从时长来看，山东以夏季（6-8月）17:00-22:00的5小时尖峰时段位居全国首位，大幅超过全国平均水平；湖南紧随其后，夏冬季尖峰时段为4小时，具体为7-8月20:00-24:00、1月、12月18:00-22:00。
值得关注的是，四川、广东（含深圳）引入“气象联动机制”，打破固定时段限制：四川在7-8月固定尖峰基础上，对其他月份日最高气温≥35℃的高温天追加尖峰电价；广东则在7-9月常规尖峰之外，同步响应高温预警调整尖峰时段，实现尖峰机制的动态适配。
（二）高峰时段：
高峰时段主要集中在8:00-12:00和16:00-24:00，其中18:00-21:00为高峰负荷最密集区间，多数地区高峰时长控制在7～8小时。
部分地区结合本地负荷特性拓展高峰边界，安徽、蒙东、蒙西、青海、甘肃、黑龙江、宁夏、云南等地区将高峰时段前移至6:00-8:00，适配早间能源、化工等重工业的生产启动需求。
（三）低谷时段：
0:00-6:00是被设置为低谷时段最密集的时段，多数地区低谷时长设定为8小时，形成“夜间错峰”的基本格局。但2025年新政的核心突破的是低谷时段向日间延伸，尤其是午间时段，成为各地适配光伏大发的关键抓手。
从时长差异看，四川春秋季低谷时段最长，达10小时，为新能源消纳预留充足空间；而山东低谷时段最短，全年各月均为5小时。
值得注意的是，除了广东、四川、重庆、上海、广西、贵州、福建、北京8个地区外，其余地区均在11:00-14:00设置低谷时段，精准对接午间光伏出力高峰。而青海、甘肃、宁夏、新疆兵团第八师、西藏5个地区，直接将低谷时段全部设置在白天，集中覆盖9:00-17:00新能源大发区间，通过价格杠杆激励用户日间用电，破解新能源“弃电”难题。
贵州明确2026年2月1日—28日春节期间执行特殊分时政策，将每日11:00-13:00调整为平时段，13:00-15:00设为谷时段，既适配节日用电规律，又兼顾光伏消纳需求。这种“常规时段+节假日专项”的模式，已成为多地优化低谷机制的重要方向。
（四）深谷时段：
江苏、浙江、湖北、江西、上海、安徽6个地区设置重大节假日深谷电价，其中上海政策最为细化——除元旦、春节等七大法定节假日外，2—6月、9-11月的休息日，对大工业用电在0:00-6:00及22:00-24:00执行深谷电价，覆盖休闲时段低负荷区间。
山东、冀北、河北南网、蒙东、蒙西、新疆、西藏7个地区则设置常规深谷时段。时段分布呈现明显的区域差异：上海将深谷时段设定为22:00-6:00，延续夜间低负荷导向；其余地区则集中在11:00-16:00，与午间新能源大发时段高度重合，通过更深幅度的电价下浮，强化新能源消纳激励。
全国各地现行分时电价时段划分如下：
（注：标红地区为2025年发布新版分时电价政策的地区）
二、峰谷电价浮动比例：
差异化定价，平衡供需与成本
2025年各地新政严格遵循国家发改委《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求，系统峰谷差率超过40%的地区，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地区不低于3:1，同时结合本地新能源消纳能力、电网运行成本、产业结构特点，制定差异化浮动方案，形成“尖峰强抑制、低谷强激励”的定价逻辑。
（一）尖峰电价：
从覆盖范围看，甘肃、黑龙江、贵州、云南、宁夏、吉林、广西7个地区暂不设置尖峰电价，其余地区均已落地尖峰机制。
以高峰电价为基准的地区中，江苏、山西、河南、安徽、冀北、河北南网、四川、重庆、天津、湖南、海南、蒙东、蒙西、北京14个地区统一上浮20%；广东（含深圳）、上海、辽宁3个地区上浮比例提升至25%。
以平段电价为基准的地区则呈现更大差异，山东、青海、新疆、湖北夏冬季尖峰电价上浮比例最高，达平段电价的2倍，成为全国尖峰浮动强度最大的区域；浙江大工业夏冬季浮动比例为1.98，一般工商业为1.65；陕西上浮比例为1.9，江西、福建、西藏大工业及湖北春秋季为1.8，形成梯度化的尖峰定价体系。
（二）高峰电价：
全国高峰电价上浮比例集中在1.17-1.843倍平段电价区间，呈现“中间集中、两端分散”的分布特征。其中上浮比例在1.7的地区数量最多，包括广东（含深圳）、山东、冀北、河北南网、海南、陕西及江苏100千伏安及以上单一制用户。
上浮比例较高的地区中，安徽夏冬季以1.843位居首位，江苏两部制用户、上海两部制用户夏冬季及北京单一制用户均为1.8，反映了这些地区夏冬季供电压力较大、峰期成本较高的现实。
上浮比例较低的地区则聚焦降低企业用电成本，上海单一制用户春秋季上浮仅1.17，夏冬季为1.2；湖北全年上浮比例1.49。
（三）低谷电价：
全国低谷电价下浮比例集中在45%—75%之间（即0.25-0.55倍平段电价），与高峰电价形成反向激励，核心目标是提升低谷时段用电需求，承接新能源消纳。
从区域差异看，新疆低谷电价下浮比例最高，达75%，北京1千伏及以上单一制用户、冀北、河北南网、山东、陕西下浮70%。
上海单一制用户低谷电价下浮比例最低；上海两部制用户春秋季、广西、甘肃、黑龙江、辽宁、宁夏、云南、西藏大工业用户等地区统一下浮50%，既保留一定的低谷激励，又避免电网收益过度受损。
（四）深谷电价：
全国已有江苏、山东、浙江、湖北、江西、上海、蒙东、蒙西、新疆、西藏、安徽、冀北、河北南网13个地区设置了深谷电价，其中江苏、浙江、安徽、湖北、江西、上海6个地区在节假日/重大节假日设置深谷电价。
主要分“低谷基础上再下浮”与“平段基准下浮”两类模式，其中江苏、安徽、冀北、河北南网、蒙东、蒙西6个地区采用“低谷叠加下浮”模式，在低谷电价基础上再下浮20%。
其余地区则以平段电价为基准下浮，浮动幅度差异显著：新疆、山东下浮比例最高，达90%（即0.1倍平段电价），浙江、上海下浮80%，江西下浮70%，形成极强的场景化激励。
全国各地峰平谷电价比例如下：
三、三地征求意见
调整计价基数，缩小峰谷价差
除上述地区现行分时电价政策之外，2025年，贵州、浙江、山西3个地区就分时电价征求意见，三者的共同特征是优化时段划分适配光伏出力，同时调整计价基数缩小峰谷价差，平衡企业成本与电网收益。
贵州：新增午间1h谷段
与现行政策（黔发改价格〔2023〕481号）相比，贵州征求意见稿的核心调整是优化午间时段划分，精准对接光伏出力特性。冬季（1-2月、12月）将午间11:00-13:00的峰段调整为平时段，缩短午间高峰时长；非冬季（3-11月）新增13:00-14:00午间谷段，同时将峰段前移至8:00，形成“早峰+午谷+晚峰”的时段格局，既适配光伏午间大发的消纳需求，又兼顾企业早间生产安排。
电价浮动方面，峰平谷电价比例保持1.6:1:0.4不变，但核心变化是调整计价基数——输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用不再参与峰谷浮动。这一调整将直接导致峰谷价差大幅下降，减轻企业因峰谷电价波动带来的成本压力，同时也符合全国“缩小峰谷价差、稳定企业预期”的政策趋势。
浙江：午前高峰变平段，午间3h谷段
与现行政策（浙发改价格〔2024〕21号）相比，浙江征求意见稿对时段划分与浮动比例进行双重优化，进一步强化新能源消纳激励。时段划分上，全年上午7:00-11:00调整为平时段，午间低谷由2个小时延长至3个小时，16:00-23:00调整为高峰（尖峰）时段，形成“午谷集中、晚峰聚焦”的格局，精准对接光伏午间出力与晚间负荷高峰。
节假日深谷机制进一步细化，明确劳动节、国庆节假期前三天及春节假期，将0:00-9:00设为低谷时段，9:00-15:00设为深谷时段，通过延长深谷时长、覆盖午间光伏大发区间，强化节假日新能源消纳。
浮动比例方面，尖峰、高峰、平段、低谷、深谷电价比例由原来的1.98:1.65:1:0.38（春秋0.45）:0.2调整为2.05:1.85:1:0.4:0.2，高峰、尖峰上浮比例小幅提升，低谷、深谷下浮比例适度调整，平衡激励强度与成本压力。
计价基数调整与江苏、贵州逻辑一致，仅以上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用为计价基础，输配电价和政府性基金及附加不再参与浮动，从源头缩小峰谷价差，稳定企业用电成本预期。
山西：日间谷电最长可达8h
与现行政策（晋发改商品发〔2023〕166号）相比，山西征求意见稿的最大创新，是打破“夜间低谷”的传统框架，将低谷时段整体调整为日间，适配新能源大省的消纳需求。全年统一设置9:00-15:00为日间谷段，其中春季进一步延长至8:00-16:00，时长达8小时，成为全国日间低谷时长最长的地区之一。
节假日机制方面，明确春节、劳动节、国庆节期间13:00-15:00为深谷时段，叠加日间谷段优势，强化节假日新能源消纳激励。
电价浮动比例设置为1.92:1.6:1:0.45:0.36（尖峰：高峰：平段：低谷：深谷），同时明确上网环节线损折价、系统运行费用折价、输配电价、历史偏差电费折价、政府性基金及附加均不参与浮动，全方位缩小峰谷价差，兼顾新能源消纳与企业成本稳定。
四、趋势及影响：
变革来临，机遇与挑战并存
2025年全国分时电价政策调整，并非简单的时段与比例优化，而是围绕新型电力系统建设、市场化改革推进的系统性重构。从各地政策共性与创新点来看，三大趋势愈发清晰，对工商业用户、售电公司、光储企业等市场主体将产生深远影响，推动电力消费生态向“精准化、市场化、综合化”转型。
趋势一：非浮动项目扩容，峰谷价差理性收缩
多地明确输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用等不再参与峰谷浮动，尤其是输配电价，目前包括河北南网、冀北、陕西、河南、江苏等20余个地区落地相关政策，成为分时电价改革的核心方向。
这一调整的核心逻辑，是区分“可市场化波动成本”与“固定成本”——输配电价、政府性基金及附加等属于电网固定投资与政策性成本，不宜随峰谷时段波动；仅将上网电价等市场化成本纳入浮动范围，既符合电价形成机制改革方向，又能稳定企业用电成本预期。
对用户而言，峰谷价差收缩意味着单纯依靠“峰谷套利”的空间缩小，需从被动错峰转向主动优化用电曲线；对电网企业而言，固定成本不参与浮动可避免峰谷时段损益过大，保障电网投资回收与稳定运营。
以陕西为例，其新版政策明确输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用（包括煤电机组容量电费、抽水蓄能容量电费、辅助服务费用等）、政府性基金及附加不参与峰谷浮动，仅以代理购电价格为基础浮动，同时将高峰、低谷浮动比例调整为上下70%，尖峰上浮90%，通过“比例提升+基数收缩”的组合，实现激励效果与成本稳定的平衡。
趋势二：市场化分时替代行政分时，个性化定价成主流
随着电力现货市场、中长期交易市场的成熟，行政主导的固定分时电价机制正在逐步被市场化分时替代。多地已明确，直接参与电力市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价，而是通过交易合同约定分时价格；未来，分时电价的形成逻辑将发生根本性转变——从“政府定时段、定比例”转向“市场定价格、用户选策略”。
售电公司将成为市场化分时机制的核心载体，基于用户负荷曲线、交易结构、合同模式、信用等级、付款方式等维度，定制个性化零售电价方案。原有“固定时段、固定比例、固定价格”的单一模式将逐步淘汰，取而代之的是适配不同行业、不同负荷特性的差异化方案——对负荷稳定的工业用户，提供平稳型分时套餐；对灵活可调的用户，提供高激励型分时套餐；对新能源配套用户，提供光储联动型分时套餐。这种市场化转型，既适配了电力市场改革方向，又能更好满足用户多样化用电需求。
趋势三：光储行业转型，从产品导向到成本优化导向
分时电价机制的调整，对工商业光伏、储能行业带来颠覆性影响——原有“固定收益模式”难以为继，行业需从“产品销售”转向“综合成本优化服务”。此前，光储项目的盈利逻辑主要依赖固定分布式光伏折扣、储能“两充两放”峰谷套利，模式相对单一；随着峰谷价差收缩、时段动态调整，单纯依靠产品本身的盈利空间大幅压缩。
未来，光储行业的核心竞争力将体现为综合服务能力：通过分布式光伏、储能、动态负荷管理、变压器容量优化、购电策略调整、需求响应、虚拟电厂、绿电直连、减排收益兑现等业务的协同，为用户提供全周期电费优化方案，而非单一产品销售。
对工商业用户而言，光储项目不再是单纯的“节能设备”，而是参与电力市场、优化用电成本的核心工具——通过储能平抑负荷波动、跟踪分时电价调整充放电策略，结合光伏自发自用，可实现综合用电成本最优；对光储企业而言，需强化技术集成与服务能力，从设备供应商转型为“能源优化服务商”，通过EMS系统、微电网技术、交易策略优化，为用户提供一体化解决方案，构建新的商业模式。
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