电价体系变革的驱动因素 - 电费上涨是极端天气、消费升级、能源转型和市场化改革等多重因素叠加的结果[8] - 国家电力系统正在“双碳”目标下进行一场涉及发电、输电、配电和用电全环节的根本性重构[1] 电价市场化改革的核心机制 - 电价体系正从“政府定价”转向“市场定价”，价格根据供需关系实时波动，类似于机票定价模式[4] - 自2024年起，国家对煤电实行“电量电价+容量电价”的两部制电价政策[4] - 新能源上网电量正全面进入电力市场，改变了过去享受固定补贴和保障性收购的模式[4] - 2025年《中华人民共和国价格法》迎来首次重大修订，为电力价格改革提供法律保障，政府定价焦点从“定价格水平”转向“定价格机制”[6] 分时电价与需求侧管理 - 国家正运用“分时电价”作为价格杠杆，引导全社会进行“削峰填谷”[4] - 多个省份已将中午时段（例如11-14点）从用电高峰调整为“低谷”或“深谷”电价时段[4] - 山东省构建了“尖峰、高峰、平段、低谷、深谷”五段式电价，价差巨大，深谷时段电价可低至每度电0.25元，而尖峰时段电价可高达每度电1.2元[4] - 阶梯电价制度是引发居民电费账单显著变化的重要因素[2] 对用户的影响与应对策略 - 居民电费上涨的直接推手是家庭中不断增加的“大胃王”高耗能电器[2] - 改革赋予用户通过选择权来降低支出的能力，用户需从被动用电者转变为主动的“用能管理者”[6] - 对于“昼伏夜出”、夜间用电占比高的居民用户，主动申请“居民峰谷电价”可能非常划算[6] - 对于工商业用户，通过将生产计划向低谷时段调整，能显著降低用电成本[6] - 调整用电习惯可有效应对，例如将洗衣、充电安排在深夜，将空调温度从24℃调高至26℃（每调高1℃可节能约6%）[8]

2026年1月全国电网代理购电价格核心数据 - 2026年1月，全国有20个地区执行尖峰电价，3个地区执行深谷电价 [3] - 共有21个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh，16个地区高峰平段价差超过0.3元/kWh [3] - 最大峰谷价差排名前三的地区分别是：广东珠三角五市（1.1577元/kWh）、江门（1.1510元/kWh）、海南（1.1171元/kWh）[3] - 与去年同期相比，28个省份的最大峰谷价差呈缩小态势，同比降幅明显的省份包括新疆（-93.4%）、宁夏（-57.4%）、辽宁（-48.3%）、江苏（-45.6%）、吉林（-43.6%）[3] - 仅海南、天津、山东、蒙西、河北南网、蒙东、四川等7个省份的最大价差同比有所增长 [3] 分时电价政策更新 - 河北省优化调整冀北电网工商业分时电价政策，浮动比例为：高峰电价在平段电价基础上上浮70%，低谷电价下浮70%，尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%，深谷电价在低谷电价基础上下浮20% [6][7] - 山东省2026年工商业分时电价政策与2025年保持不变，浮动比例为：高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90% [8] - 山西省就进一步完善工商业用户分时电价政策发布征求意见稿，浮动比例为：高峰时段电价上浮60%，低谷时段电价下浮55%，尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%，深谷电价在低谷电价基础上下浮20% [9] 主要地区代理购电价格详情 - **北京市**：代理工商业购电价格为0.383338元/kWh，其中当月平均购电价格为0.387359元/kWh，历史偏差电费折价为-0.004021元/kWh [14] - **天津市**：代理工商业购电价格为0.366481元/kWh，其中当月平均购电价格为0.383083元/kWh，历史偏差电费折价为-0.016602元/kWh [22][25] - **上海市**：代理工商业购电价格为0.4325元/kWh，其中代理购电平均购电价格为0.4773元/kWh，历史偏差电费折价为-0.0448元/kWh [32][35] - **广东省（全省）**：工商业代理购电价格为37.89分/kWh（0.3789元/kWh），其中平均上网电价为36.87分/kWh（0.3687元/kWh）[42] - **广东省珠三角五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）**：工商业单一制用户（1-10千伏）电度电价为69.116875分/kWh（0.69116875元/kWh），高峰时段电价为115.55687分/kWh（1.1555687元/kWh），低谷时段电价为27.986875分/kWh（0.27986875元/kWh）[45][46] - **广东省江门市**：工商业单一制用户（1-10千伏）电度电价为68.736875分/kWh（0.68736875元/kWh），高峰时段电价为114.906875分/kWh（1.14906875元/kWh），低谷时段电价为27.836875分/kWh（0.27836875元/kWh）[51][52] - **广东省惠州市**：工商业单一制用户（1-10千伏）电度电价为66.476875分/kWh（0.66476875元/kWh），高峰时段电价为111.066875分/kWh（1.11066875元/kWh），低谷时段电价为26.976875分/kWh（0.26976875元/kWh）[48][49] - **深圳市**：工商业单一制用户（10千伏高供高计）电度电价为66.006875分/kWh（0.66006875元/kWh），高峰时段电价为100.346875分/kWh（1.00346875元/kWh），低谷时段电价为22.166875分/kWh（0.22166875元/kWh）[39][40] 电价构成与执行规则 - 电网企业代理购电用户电价通常由代理购电价格、上网环节线损费用折价、输配电价、系统运行费用折价、政府性基金及附加组成 [18][22] - 对于特定用户（如无正当理由改由电网代理购电、拥有燃煤自备电厂、高耗能用户等），代理购电价格按常规用户的1.5倍执行 [19][24][34] - 分时电价通常在代理购电价格（或非分时电度电价）基础上，根据规定的峰谷比价关系和时段划分形成 [18][26] - 系统运行费用包含多项，如辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤（气）电容量电费等，由全体工商业用户按当月用电量比例分摊 [42][46]

印度光伏市场增长预测与进展 - 据JMK Research预测，印度在2026财年（截至2026年3月31日）将新增约41.5GW光伏装机容量，其中大型电站项目约32GW，屋顶光伏约8GW，离网系统约1.5GW [2][6] - 2025年1月至9月期间，印度新增大型光伏装机约22.5GW，同比增长70.3% [2][6] - 2025年1月至9月期间，印度新增屋顶光伏约5.8GW，同比增长81.6% [2][6] 毛里塔尼亚太阳能电站融资协议 - 毛里塔尼亚与法国签署一项优惠贷款协议，贷款总额为3922万欧元（约合18.17亿新乌吉亚），用于建设10座配备储能系统的太阳能电站 [3][7] - 该融资旨在支持毛里塔尼亚推动清洁能源普及、缩小城乡差距和改善基本公共服务 [3][7] 四川电力市场规则调整 - 四川省发展和改革委员会发布了《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》的在线意见征集情况 [4][8] - 意见征集期间共收到5条反馈意见，内容均关于分时电价政策，相关建议已被采纳 [4][8] - 规则优化调整后，零售用户非现货联动电量将按照现行分时电价政策执行 [4][8]

政策核心与实施时间 - 江苏省发改委发布优化工商业分时电价政策 核心目标是促进新能源消纳并降低企业用电成本 [1] - 该政策已于2025年6月1日起正式实施 距离首次执行冬季电价不足10天 [1] 工商业电价政策升级 - 政策覆盖范围大幅扩大 除电气化铁路牵引用电外 其他所有执行工商业电价的电力用户均被纳入 包括公用水厂 污水处理厂 分布式能源站及轨道交通等 [2] - 商业用户和100千伏安以下的工业用户拥有自主选择权 可根据自身经营特性选择是否执行分时电价 [2] - 政策鼓励工商业用户配置储能设施 通过优化用电时段来降低用电成本 即减少高峰用电 增加低谷用电 [2] - 政策增设午间谷时段 春秋季为10:00-14:00 夏冬季为11:00-13:00 在此期间用电成本将显著下降 [2] - 峰期时段调整 夏冬季峰期调整为14:00-22:00 春秋季峰期调整为15:00-22:00 企业需据此安排生产计划 [2] - 用户需提前3个工作日向电网企业申请执行或变更分时电价 选择后12个月内不可更改 [3] 电动汽车充换电设施政策 - 政策为电动汽车车主带来省钱空间与潜在收益 核心围绕分时电价优化 独立报装优惠和反向放电收益三大方向 [4] - 执行工商业电价的电动汽车充换电设施运营商可选择执行分时电价 时段划分与工商业用户相同 [4] - 向电网企业独立报装或具备独立受电点的集中式充换电设施 可选择全年执行春秋两季分时时段 [4] - 设置在党政机关 企事业单位等的充换电设施 其分时时段需与所在工商业用户保持一致 鼓励在晚间和午间谷段充电以降低成本 [4] - 对租赁停车区域建设的集中式充换电设施 满足特定条件可申请增设独立受电点 并在2030年前免收需量（容量）电费 [4] 车网互动与反向放电收益 - 鼓励电动汽车运营商通过聚合方式常态化参与电力市场交易并按市场规则结算 [5] - 独立报装且具备反向放电能力的充换电设施运营单位 可自愿申请参与车网互动 向电网反向放电以获取收益 [5] - 2026年底前 夏冬季尖峰时段反向放电 参照当月电网代理工商业购电同电压等级尖峰到户电价结算 [5] - 2026年底前 其他时段反向放电 参照江苏省燃煤发电基准上网电价0.391元/千瓦时结算 [5]

政策核心调整 - 浙江省发改委发布优化分时电价政策征求意见稿，核心调整包括分时时段优化和浮动比例调整 [1][2] - 分时时段重点调整为早峰变平、晚峰后移，对工商业储能峰谷套利收益产生影响 [2] - 工商业分时电价计价基数调整为上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用，输配电价和政府性基金及附加不参与浮动 [14] - 尖峰、高峰、平段、低谷、深谷浮动结果比例统一为2.05:1.85:1:0.4:0.2 [14] 分时时段划分 - 春秋季高峰时段为16:00-23:00，平段为7:00-11:00、14:00-16:00、23:00-24:00，低谷为0:00-7:00、11:00-14:00 [12][13] - 夏冬季尖峰时段为18:00-22:00，高峰时段为16:00-18:00、22:00-23:00，平段为7:00-11:00、14:00-16:00、23:00-24:00，低谷为0:00-7:00、11:00-14:00 [13] - 重大节假日设置深谷电价，劳动节、国庆节前三天及春节假期0:00-9:00为低谷时段，9:00-15:00为深谷时段 [5][13] 电动汽车充放电政策 - 执行工商业电价的电动汽车充换电设施按新峰谷时段执行，午间低谷时段调整为10:30-13:30 [15] - 执行居民合表电价的电动汽车充换电设施低谷时段调整为23:00-次日8:00，节假日8:00-15:00设置为低谷时段 [15] - 具备反向放电能力的充换电设施可申请参与车网互动，夏冬季尖峰高峰时段反向放电按尖峰高峰电价结算，其他时段按平段电价结算 [16] 实施范围与机制 - 政策实施范围包括除电气化铁路牵引用电外的工商业用电，居民生活用电和农业生产用电政策保持不变 [11] - 建立动态调整机制，省电力公司可基于电力供需形势等提出调整方案，以年度为周期提前公布 [17] - 电网企业代理购电的工商业用户按通知执行，直接参与市场交易的用户按市场规则执行 [18]

分时电价政策实施效果 - 重庆市对公共充电站执行工商业分时电价 划分尖峰、高峰、低谷和平段四个时段 尖峰时段为12~14时（1月、7月、8月、12月电价上浮92%） 高峰时段为11~12时、14~17时、20~22时（电价上浮60%） 谷段为0~8时（电价下浮62%）[2] - 私人充电桩办理居民分时电价后 低谷时段（0~8时）电价为0.36元/千瓦时 未办理分时电价的用户全天电价为0.54元/千瓦时[2] - 网约车司机案例显示 每月充电1350千瓦时情况下 夜间充电仅需880元 较白天尖峰时段充电节省1300多元[1] 用户成本节约测算 - 居民私家车年行驶2万千米 百千米耗电15千瓦时 年充电量3000千瓦时 办理分时电价后年节省至少1080元[2] - 私人充电桩谷段充电量占比达72%以上 全社会谷段充电量占比超61%[2] - 重庆电力已编制20余款主流品牌电动汽车的错峰充电操作指南 包括深蓝汽车、蔚来新能源等品牌[4] 充电基础设施规模 - 截至8月18日 重庆市累计接入公共充电站近6000座 接入居民私人充电桩36.7万户[2] - 总充电量达19.3亿千瓦时[2] - 重庆市已成为首批国家级新能源汽车与电网互动规模化应用试点城市[4] 分时电价办理方式 - 用户可通过线上"网上国网"APP提交资料申请 或线下携带有效身份证明至供电营业厅办理[3] - 为充电桩申请安装独立电表可避免与家庭用电共用电表触发阶梯电价高档位的问题[3] - 电动汽车可通过车载系统或手机APP设置"预约充电" 自定义0~8时低谷时段自动启动充电[3] 政策发展目标 - 试点城市目标为实现全社会充电电量60%以上集中在低谷时段 私人充电桩年充电量80%以上集中在低谷时段[4] - 重庆电力持续推广"文明用电、科学节能"理念 鼓励用户选择分时电价和低谷充电[4] - 预约充电功能实现"无感充电" 用户无需值守即可享受0.36元/千瓦时优惠电价[4]

电费激增现象分析 - 多地家庭月度电费达到千元甚至更高 电费激增话题频繁登上热搜引发公众关注 [2] - 7月全社会用电量历史性突破万亿千瓦时 系全球首次单月用电量达到该水平 [3] 电费上涨驱动因素 - 极端高温天气导致空调等制冷设备使用时长和强度保持高位 直接推高用电量 [2] - 暑期学生放假和居家办公增多 延长白天用电高峰时段进一步增加整体电量 [2] - 家庭用电结构发生根本性变化 中央空调 大容量冰箱 即热式热水器等大功率电器普及 [2] - 新能源汽车保有量提升及各类小家电加速渗透 大幅增加家庭基础用电负荷 [2] - 路由器 机顶盒等设备待机能耗积少成多 形成隐蔽性用电增量 [2] 电价机制影响 - 阶梯电价制度下用电量跨入更高电价阶梯 电单价逐档提高机制放大电费支出 [3] - 分时电价政策可通过错峰使用大功率电器实现电费节约 [4] 消费行为与经济关联 - 居民为舒适度支付更高成本的意愿增强 反映消费能力提升和经济活跃度 [3] - 用能升级与消费升级同步 体现经济向高质量发展转型趋势 [3] 节能解决方案 - 调高空调温度1摄氏度可实现节能与电费节省双效果 [4] - 选择一级能效电器和减少待机能耗是有效省电措施 [4] - 通过手机软件查看电费明细可帮助家庭优化用电结构 [4] 政策与市场方向 - 需根据地区差异和家庭人口因素对阶梯电价进行精细化动态调整 [4] - 加强节能家电补贴和户用光伏发电政策宣传支持力度 [4] - 推广绿色能源应用鼓励居民参与节能行动 [4]

全社会用电量 - 7月全社会用电量达1.02万亿千瓦时，同比增长8.6%，为全球首次月度用电量突破万亿大关 [4] - 第一产业用电量170亿千瓦时同比增长20.2%，第二产业5936亿千瓦时同比增长4.7%，第三产业2081亿千瓦时同比增长10.7%，城乡居民生活用电2039亿千瓦时同比增长18.0% [4] - 用电量增长受多轮高温天气及工业生产稳中向好共同带动，较十年前翻番且相当于东盟国家全年用电量 [4] 能源运输与储备 - 前7个月国家铁路发送煤炭11.96亿吨，其中电煤8.16亿吨，直供电厂存煤保持较高水平 [4] - 大秦铁路累计货运量突破90亿吨，具备年运输能力4.5亿吨，承担全国铁路煤运总量1/5的任务 [9] - 铁路部门克服汛期极端天气影响，保障新疆煤外运等重点项目运输效率 [4] 电力企业动态 - 中国神华获核准建设万州电厂二期2×100万千瓦超超临界燃煤机组，总投资66.55亿元 [7] - 龙源电力上半年营收156.57亿元同比减少18.61%，归母净利润33.75亿元同比减少13.79%，主因火电子公司处置及风电电价下降 [7] - 中国西电上半年营收113.31亿元同比增长8.91%，归母净利润5.98亿元同比增长30.08%，受益于电网投资高位增长 [8] 新能源发展 - 华电新疆公司32个新能源场站获评2024年度行业优胜场站 [3] - 中国石化红星页岩气田探明储量1650.25亿立方米通过审定，成为新大型页岩气田 [5] - 山西发布新能源上网电价改革征求意见稿，区分存量与增量项目制定电价机制 [8] 电价政策调整 - 江苏扩大分时电价范围至绝大部分工商业用户，增设午间低谷时段降低企业用电成本 [8] - 山西拟深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展 [8] 国际能源政策 - 特朗普宣布美国政府将不再批准光伏或风电项目，包括电力供应不足地区 [10] - 俄罗斯表示有向印度出口液化天然气潜力，双方正实施油气开采与加工联合投资项目 [10]

新能源消纳政策与措施 - 山东省通过市场化手段结合技术创新和政策引导推动电力用户参与电网调峰和新能源消纳形成良性循环 [1] - 山东省持续优化峰谷分时电价机制并大力发展虚拟电厂以提升新能源消纳水平 [1] 价格信号引导机制 - 山东省推动电力现货市场于2023年6月转入正式运行深化工商业用电价格市场化形成 [3] - 实行"五段式分时电价"政策将系统运行费、容量补偿电价等纳入分时电价范围拉大工商业用电峰谷价差 [3] - 居民电动汽车充电低谷时段(23:00-7:00)价格0.385元/千瓦时高峰时段(17:00-22:00)平均价格0.767元/千瓦时价差达50% [3] 虚拟电厂发展 - 山东省已建成20家虚拟电厂聚合分布式光伏、储能、充电桩等负荷资源274.8万千瓦可调节能力55万千瓦规模居全国前列 [4] - 根据国家发改委指导意见山东省正制定虚拟电厂发展方案和建设运行管理办法以形成规模化调节能力 [4] 电力市场交易优化 - 支持电力用户在低价时段购电并推进电力现货价格向用户侧传导 [4] - 对直接参与批发交易的电力用户在低谷和新能源消纳困难时段用网电量超50%免于中长期偏差收益惩罚性回收 [4] - 将研究制定政策提高电力用户在现货市场负电价时段增购网电的积极性 [4] 未来规划 - 山东省将持续优化分时电价机制拓展电力市场交易范围支持虚拟电厂发展提升"源网荷储"协同互动水平 [5] - 强化电力零售市场价格监管以发挥电力用户系统调节作用 [5]

江苏工商业分时电价结构调整 - 核心政策将于2025年6月1日实施，覆盖除电气化铁路牵引用电外的所有工商业电价用户，包括商业用户和100千伏安以下工业用户 [2][5] - 新增午间谷时段，夏冬两季尖峰时段为14:00-15:00、19:30-21:30（7-8月）及18:00-20:00（12月-次年1月） [6][8] - 分时计价基础调整为以用户购电价格为基准，峰谷浮动比例最高达80%（峰段）和65%（谷段），尖峰时段额外上浮20% [10][12][13] 储能项目发展机遇 - 政策鼓励工商业用户配置储能装置，通过低谷充电、高峰放电降低用电成本，同时扩大潜在合作企业范围 [3][5] - 储能项目可通过与新能源发电项目合作调峰、参与电力现货市场交易（价差超60%）及需求响应增加收益 [3][13] - 储能造价下降叠加分时电价优化，盈利空间提升，尤其在夏冬两季尖峰时段收益显著 [3][13] 电动汽车充放电政策 - 充换电设施可选择执行分时电价，集中式设施可全年执行春秋季时段，谷段充电成本降低 [14] - 具备反向放电能力的设施可参与车网互动，2026年前夏冬尖峰时段放电按电网尖峰电价结算（如0.391元/千瓦时） [15][26] - 运营商可通过聚合方式参与电力市场交易，市场化结算机制进一步拓宽收益渠道 [15][26] 分时电价执行细则 - 工业用户（315千伏安及以上）深谷时段电价在谷段基础上下浮20%，电热锅炉用电谷段下浮65% [13][24] - 市场化用户需申报用电曲线，未约定分时价格的按政策浮动比例执行，峰谷价差原则上不低于60% [13][25] - 用户需提前3个工作日申请分时电价，选择后12个月内不可变更 [13] 政策配套措施 - 电网企业需通过多渠道公告政策，调整计量系统确保6月1日落地 [16] - 动态评估机制将跟踪峰谷特性变化，未来可能进一步优化时段或浮动比例 [16] - 集中式充换电设施2030年前免收需量电费，降低运营商初期投资压力 [14][26]