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]