四川2026年电力市场交易总体方案核心观点 - 四川省发布2026年电力市场交易方案征求意见稿，旨在构建适应能源转型的新型电力系统，预计全年市场交易规模约2300亿千瓦时 [2][6] - 方案明确发电侧与用户侧电价通过市场化方式形成，高耗能用户电价不设上限，并优化零售侧分时电价与现货价格联动机制 [4][27] - 引入新型经营主体（如新型储能、虚拟电厂）参与市场，强化中长期合约高比例签约要求，并建立市场风险防控与批零协同机制 [11][33][38][39] 市场交易规模与成员 - 2026年省内电力市场交易规模预计达2300亿千瓦时，基于电力供需形势与工商业用户用电规模预测 [6] - 市场成员包括电力用户（工商业用户原则上全部直接参与）、发电企业（省调直调水电、燃煤、新能源等）、售电公司、电网企业及新型经营主体 [6][8][9][10][11] - 新型经营主体涵盖用户侧新型储能、独立储能电站、虚拟电厂、电动汽车充换电设施及分布式新能源，需满足技术条件并完成市场注册 [11][12] 电力批发交易机制 - 批发交易分中长期交易与现货交易，中长期交易包括常规直购、绿电交易、代理购电等，按年度、月度、月内维度开展 [16][17][18] - 现货市场采用“多电源参与、全电量优化”模式，包含日前市场（出清不结算）、日内滚动优化、实时市场（出清结算）三个环节 [20][21][22][23][24] - 中长期交易限价按水期划分：丰水期（6-10月）0-211.43元/兆瓦时，平水期（5月、11月）0-333.84元/兆瓦时，枯水期（1-4月、12月）0-415.63元/兆瓦时 [28] - 现货市场电能量申报及出清价格限价范围为-50—800元/兆瓦时，月内滚动交易限价为0-481.44元/兆瓦时（燃煤火电基准价上浮20%） [28][29] 电力零售交易与价格机制 - 零售用户与售电公司需签订合同，约定分时段交易价格、全年联动价格比例（5%–10%）及批零收益分享机制 [4][25][39] - 零售侧结算公式为：各时段结算价 = 分时段合同价 × (1-联动比例) + 当月对应时段现货均价 × 联动比例 [4] - 零售交易限价与批发市场中长期年度交易限价范围一致，高耗能用户市场交易电价不设上限 [27][31] - 在尖峰电价月份，批发和零售用户须继续执行峰谷电价，以促进削峰填谷 [4][27] 市场关键机制与结算方式 - 实施高比例签约要求：水电机组丰水期签约电量不低于近三年同期均值的70%，枯水期不低于75%-80%；燃煤火电机组枯水期签约电量不低于上年同期的80% [33][34] - 结算采用“日清月结”模式，发电企业、用户、售电公司全电量按每小时现货实时电价结算，独立储能按每15分钟结算 [32] - 建立市场风险防控机制，包括现货市场力监测与缓解、中长期超缺额收益回收、结算限价等措施 [38] - 推出批零协同机制，售电公司批零价差收益超过约定基准（默认7元/兆瓦时）部分需按比例（默认50%）向零售用户分享 [39] 新型主体参与与绿色电力消纳 - 集中式光伏、风电需直接参与市场交易，分布式新能源鼓励聚合后参与 [37] - 用户侧新型储能充放电量纳入用户用电量范畴，不单独交易结算；独立储能电站需注册并满足技术条件 [5][11] - 电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及新建数据中心需通过绿电绿证交易达到国家绿色电力消费比例要求 [45] - 辅助服务市场初期开展调频、备用、黑启动等交易，需求侧响应机制将根据供需形势适时推出 [42][43]

2025年12月全国电网代理购电价格核心观点 - 文章核心观点：2025年12月，全国进入迎峰度冬时期，多地开始执行尖峰电价，导致峰谷价差扩大，为储能等用户侧调节资源创造了显著的套利空间，但整体价差同比呈现分化态势 [2][3] 全国电价执行概况 - 进入迎峰度冬时期，多地开始执行尖峰电价，执行地区包括广东、山东、湖南、重庆、浙江、河北、江苏、北京、陕西、湖北、江西、辽宁、新疆，而执行深谷电价的仅有山东和河北南网 [3] - 截至发稿，除海南、河南外，其他地区均已发布12月电网代理购电价格 [2] 峰谷价差关键数据 - 共有22个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh，17个地区高峰平段价差超过0.3元/kWh [3] - 广东地区最大峰谷价差保持全国首位，其中珠三角五市最高达到1.298元/kWh，同比增长0.2% [3] - 价差排名紧随其后的地区为：湖南1.065元/kWh、山东0.985元/kWh、重庆0.982元/kWh、浙江0.957元/kWh [3] 价差同比变化趋势 - 与去年同期相比，23个省份的最大峰谷价差呈缩小态势，12个省份呈增长趋势 [3] - 在最大价差超过0.6元/kWh的省份中，同比增长最显著的是天津（10%）、河北南网（9.1%）、四川（5.4%） [3] - 部分省份价差同比显著收窄，例如江苏同比下降34.7%，吉林和黑龙江均下降约55.9% [4] 代表性地区电价详情 - **广东**：不同区域电价差异明显，珠三角五市尖峰电价达1.6084元/kWh，峰谷价差最大（1.2980元/kWh），而粤北山区电价水平相对较低 [4] - **山东**：执行了尖峰与深谷电价，最大峰谷价差为0.9845元/kWh，同比增长3.3% [4] - **河北南网**：同样执行深谷电价，最大峰谷价差为0.7889元/kWh，但同比增长达9.1% [4] - **北京**：1-10千伏电压等级用户的高峰电价为1.1393元/kWh，最大峰谷价差为0.7389元/kWh [4][11] 电价构成与政策依据 - 代理购电用户电价由代理购电价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等多个部分构成 [6][12] - 分时电价政策依据各地发改委文件制定，例如北京依据京发改规〔2023〕11号文件，峰平谷电价比例和时段划分明确 [13] - 对于高耗能等特定用户，代理购电价格按常规用户的1.5倍执行 [13][16] 购电规模与价格形成 - 各省代理购电规模可观，例如安徽省12月预测代理工商业购电电量规模为52.3亿千瓦时，北京市为58.55亿千瓦时 [8][18] - 代理购电价格由当月市场化采购平均电价与历史偏差电费折价等因素共同决定，例如安徽省12月代理购电价格为0.40100元/kWh [8] - 系统运行费用包含辅助服务、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等多个细分项，各省分摊标准不同 [8][18][23]

政策核心内容 - 浙江省发改委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，旨在优化工商业用户分时电价政策，以引导用户削峰填谷、保障电力系统稳定运行并促进新能源消纳 [10] 实施范围 - 政策适用于除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的所有工商业用电 [10] - 居民生活用电和农业生产用电的分时电价政策保持不变，仍按原政策执行 [11] 优化时段设置 - **季节性时段调整**：结合不同季节电力供需形势，优化工商业用户峰谷时段设置 [13] - **春秋季（2-6月，9-11月）**：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 [15] - **夏冬季（1月、7月、8月、12月）**：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 [15] - **重大节假日深谷电价**：在劳动节、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 [15] 计价基数与浮动比例 - 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**之和，输配电价和政府性基金及附加不参与浮动 [16] - 统一工商业用户分时电价浮动比例，以调整后的平段电价为基础，**尖峰、高峰、平段、低谷、深谷的浮动结果比例为2.05:1.85:1:0.4:0.2** [16] 电动汽车充放电价格政策 - 执行工商业电价的电动汽车充换电设施，按照新规的峰谷时段、计价基数和浮动比例执行，并将**午间低谷时段调整为10:30-13:30** [17] - 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**，重大节假日期间8:00-15:00设为低谷时段，价格水平不变 [17] - 具备反向放电能力的独立充换电设施可申请参与车网互动，向电网反向放电获取收益 [18] - **夏冬季在尖峰、高峰时段反向放电**，按当月电网代理工商业购电同电压等级尖峰电价和高峰电价结算（不含输配电价等） [18] - **其他季节、其他时段反向放电**，按平段电价结算（不含输配电价等） [18] 动态调整机制 - 建立动态调整机制，省电力公司可根据电力供需、负荷特性等变化，向主管部门提出调整方案，以年度为周期提前公布 [19] - 当年内如遇电力供需紧张等不确定因素，确需调整个别月份峰谷时段或浮动比例的，经批准后可提前1个月公布 [19] 其他执行事项 - 电网企业代理购电的工商业用户按本通知执行，直接参与电力市场交易的用户按市场规则执行 [20] - 分时电价政策产生的损益由电网企业单独清算，原则上按月向全体工商业用户分摊或分享，夏冬季盈余优先弥补重大节假日亏损 [20] - 温州市龙湾永强供电公司等增量配电区域内企业需按本通知规定执行 [21]

2025年9月全国电网代理购电价格核心变化 - 全国除蒙西、吉林、云南外均已发布9月电网代理购电价格[2] - 本月暂无新分时电价政策发布[4] - 仅7个地区保留尖峰电价（广东、山东、冀北、河北南网、福建、湖北），仅山东和江西执行深谷电价[4] - 18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[4] 地区电价差异分析 - 广东珠三角五市峰谷价差全国最高达1.3136元/kWh，其次为海南1.043元/kWh、山东0.854元/kWh[4] - 与去年同期相比，9个地区价差增长，价差降幅最大地区：黑龙江-57.4%、江苏-40.6%、辽宁-35.2%、湖南-22.5%[4] - 价差涨幅最明显地区为海南[4] 分时电价机制特点 - 安徽执行浮动比例政策：1/7-9/12月高峰上浮84.3%，其他月份高峰上浮74%，低谷下浮61.8%[7] - 北京分时电价比例：单一制用电1.71:1:0.36（不满1千伏）和1.8:1:0.3（1千伏以上），两部制用电1.6:1:0.4[12] - 福建分时浮动机制：尖峰时段电价为基础电价上浮80%，高峰时段上浮58%，低谷时段下浮63%[20] - 甘肃上网电价峰谷价差比例由市场自主形成[28] 特殊用户电价规定 - 高耗能用户及特定用户群体代理购电价格按普通用户1.5倍执行（北京、福建、甘肃等多地）[8][12][28] - 直接参与市场交易后转代理购电用户需执行1.5倍电价[8][12] - 北京9月代理购电规模45.3亿千瓦时，全部为市场化采购电量[17] 系统运行费用构成 - 北京系统运行费用包含抽水蓄能容量电费（0.0085元/kWh）、煤电容量电费（0.0189元/kWh）等7个组成部分[17] - 福建系统运行费用折合度电水平0.043元/kWh，包含抽水蓄能容量电费（0.0125元/kWh）等6项[22] - 甘肃系统运行费用0.0534元/kWh，包含辅助服务费用（0.0085元/kWh）等6个组成部分[30] 地区特色电价政策 - 广东实施尖峰电价上浮25%机制，执行时段为7-9月及高温天气[35] - 贵州峰谷电价浮动比例为±60%[54] - 广西单一制用户系统运行费用0.0518元/kWh，两部制用户0.0418元/kWh[52]

分时电价调整政策 - 四川省发展和改革委员会发布居民生活用电低谷电价政策 自2025年9月1日起执行[3] - 政策针对"一户一表"居民用户 丰水期低谷时段电价0.175元/千瓦时 枯平水期0.2535元/千瓦时[3] - 工商业用户分时电价调整已于2024年5月实施 用电负荷50千瓦以下用户可自愿选择执行[4] 对公司财务影响 - 乐山电力预计减少2025年电力业务收益1660万元[3] - 广安爱众预计减少2025年归母净利润3938万元[4] - 西昌电力预计减少2025年度净利润555万元[4] - 乐山电力2025年上半年归母净利润790.31万元 西昌电力310万元[5] 业务转型举措 - 乐山电力通过定向增发布局电化学储能项目 龙泉驿区100MW/200MWh储能电站入选四川新型储能试点示范项目[7] - 广安爱众子公司出资7000万元参与设立1亿元产业投资基金 重点投资光伏 风电 储能及综合节能领域[7] 市场表现 - 乐山电力股价从2025年4月中旬的7元/股最高涨至18元/股[5] - 广安爱众股价在区间震荡徘徊[5]

分时电价政策调整 - 2025年上半年以来全国20多个省份密集调整分时电价政策 将光伏发电高峰的午间时段设为谷电时段[1][5][6] - 湖南自2025年8月1日起执行新政策 将12:00-14:00设为谷段 电价下调60% 低谷电价浮动比例为0.4[5] - 青海实行最长达8小时午间谷电(9:00-17:00) 电价下浮65% 山东部分月份下浮幅度最高达90%[6] 政策调整背景与动因 - 中国光伏装机容量已超10亿千瓦 风光总装机逼近16亿千瓦 但电网消纳能力不足成为行业瓶颈[2] - 国家发改委与能源局2025年相继出台136号文和394号文 推动新能源上网电价市场化改革和电力现货市场建设[2] - 分时电价机制旨在刺激用电低谷时段电力消费 鼓励光伏配储 并为新能源参与电力现货市场提供预演[8] 对光伏行业的影响 - 午间黄金发电时段(贡献全天40%发电量)被设为低谷电价 导致光伏项目收益率大幅下滑[9][10] - 江苏工商业光伏项目IRR从12%降至7% 湖北项目IRR从12%跌至6% 投资回报周期显著延长[10] - 国家电投2024年转让40余家新能源公司股权 涉及装机容量3.2GW 交易价值约180亿元[10] 行业应对与未来方向 - 光伏行业需从单纯上网模式转向"上网+自用+储能"相结合模式 光储融合可实现移峰填谷[12] - 现行行政分时电价机制需向市场化现货分时电价转变 以更符合市场规律[11] - 根本解决方案在于加快新型电力系统建设 提升电网消纳能力 减少对光伏发电的限制[13][14][15]

分时电价政策调整 - 2025年上半年，吉林、四川、新疆八师、安徽、江苏、江西、湖南等7地正式更新分时电价政策，贵州、陕西、天津等3地发布征求意见稿 [2][3] - 政策调整特点包括：将午间调整为平段或谷段、缩小浮动范围、峰谷浮动比例较稳定、时段划分更精细化 [2] - 午间低谷时段省份包括：陕西4h、吉林3h、江苏2-4h、安徽2-3h、湖南2h、天津2h、贵州1h，午间执行低谷电价的地区已达22省市 [4] - 可实现两充两放的地区包括：吉林省、江西省、贵州省（仅1h）、天津 [5] 分时电价政策调整趋势 - 时段划分：除四川外，其余地区均将午间调整为平段或谷段，江西3-11月午间有2小时深谷时段，新疆八师午间有7小时低谷时段 [4] - 浮动范围：十地均将浮动范围缩小至交易上网电价，导致峰谷价差下降 [7][13] - 浮动比例：大部分省份未调整，江苏扩大浮动比例，单一制电价峰段上浮70%（原67.19%），谷段下浮65%（原54.82%） [14] - 精细划分：除吉林、新疆外，其他省份细分季节假日，设置五个时段，江西细化到0.5h [15] 电网代购电情况 - 2025年1-7月，32个地区最大峰谷价差总体平均值为0.618元/kWh，同比下降9.1% [2][16] - 价差前三地区：广东（珠三角五市）1.297元/kWh、海南省1.053元/kWh、湖南省0.957元/kWh [16] - 18个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh [16] - 江苏省受新政影响，最大峰谷价差同比下降35%以上 [19] 工商业储能发展影响 - 江苏省新政导致7月日度电收益从2.44元/kWh降至1.298元/kWh，降幅达47% [24] - 江苏省新能源装机突破1亿千瓦，占全省电源总装机46%，分布式光伏装机5336万千瓦 [24] - 新政下分布式光伏+储能成为主要方向，需开拓虚拟电厂、需求响应等市场收益 [24] - 华东地区高价差优势减弱，工商业储能经济性面临挑战 [19]

分时电价政策优化调整 - 核心观点：分时电价政策优化调整包括优化峰谷时段、扩大执行范围等措施，旨在引导电力用户削峰填谷，保障电力系统安全稳定运行 [1][2][3] 峰谷时段调整 - 全年按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时 [1] - 低谷时段为00:00-6:00和12:00-14:00，平段为6:00-12:00和14:00-16:00，高峰为16:00-24:00 [4] - 午间11:00-12:00由高峰调整为平段，12:00-14:00由高峰调整为低谷，预计可释放电力需求300万千瓦 [2] - 低谷和平段时间连续执行，0:00-16:00连续16个小时为低谷时段或平时段 [2] 季节性尖峰电价 - 每年1月、7月、8月、12月实施季节性尖峰电价 [2] - 7月、8月尖峰时段为20:00-24:00，1月、12月尖峰时段为18:00-22:00 [2] - 取消9月尖峰时段，全年尖峰电价小时数减少120小时 [2] 执行范围扩大 - 将分时电价执行范围扩大至用电容量100千伏安（千瓦）以下的工商业用电用户 [3] - 用电容量100千伏安（千瓦）以下的工商业用电用户可选择执行分时电价或平段电价 [3] - 医院可选择执行分时电价政策或选择执行平段电价 [3] 政策效果 - 2021年调整工商业分时电价政策后，引导工商业用户平均削峰填谷负荷达270万千瓦，最高月份达317万千瓦，占最高负荷的8% [1]