10月20日，河北省发展和改革委员会发布关于2025-2026年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知，通知指出，2025年6月1日(含)至2026年12月31日(含)全容量并网的风电、光伏项目，分别组织竞价、出清。 竞价参数 (一)电量规模。河北南网机制电量总规模为290.87亿千瓦时(按全年计算，下同)，其中，风电为245.83亿千瓦时，光伏为45.04亿千瓦时;冀北电网机制电量总规模为357.87亿千瓦时,其中，风电为219.35亿千瓦时，光伏为138.52亿千瓦时。 (二)申报充足率。风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。 (三)机制电量比例。单个项目机制电量申报比例上限为80%。 (四)竞价上下限。河北南网风电、光伏竞价上下限为每千瓦时0.2-0.3644元;冀北电网风电、光伏竞价上下限为每千瓦时0.2-0.372元。 (五)执行期限。风电、光伏执行期限分别为10年、12年。 (六)单个项目机制电量计算公式。单个项目申报规模=项目装机容量x同类项目近三年平均发电利用小时数x(1-厂用电率)x机制电量申报比例。 原文如下：

能源专家和电网运营商纷纷警告称，如果特朗普政府本周征收的10%的能源产品关税影响到加拿大的电力供应、甚至引发其他报复， 美国部分地区不断上涨的电价可能会上涨得更快。 政府数据显示，美国进口的电力约占其总电力需求的1%。 但需要注意的是，纽约州和新英格兰等地区对“加拿大电力”的依赖要严重得多，这意味着当地的公用事业客户可能很快就要支付更高的电费。 在加拿大安大略省省长Doug Ford日前表示， 作为对美国总统特朗普关税的回应，安大略省计划对明尼苏达州、密歇根州和纽约州的150万户家庭输送的电力征收25%的出口税。他甚至在考虑，停止从安大略省向美国的电力输送。 “如果这些关税持续存在，或者特朗普政府继续征收任何额外关税，安大略省将对我们出口的电力征收25%的附加费，”他说：“我会毫不犹豫地提高这项附加费，或者，如果有必要，完全切断电力供应。” ClearView Energy Partners的分析师蒂Timothy Fox表示：“这对总价格和可靠性都有影响。” 美国和加拿大是彼此最大的电力贸易伙伴，据电网运营商备案文件和能源专家称，两国之间的关税之争可能会破坏“可以防止停电并控制电价”的供需平衡机制。 EIA的数据显示，美国是加拿大电力的净进口国，去年从加拿大购买了2,700吉瓦时的电力，比其卖给加拿大的电力多出约 50%。而且 根据Fox的说法，在美国东北部，对加拿大电力的依赖程度高于全美大部分地区，电力价格上涨或削减的后果可能会更严重。 纽约电网运营商在提交给联邦能源管理委员会的文件中表示：“NYISO（纽约独立系统运营商）和邻近的系统运营商非常担心，对电力征收出口关税可能会对可靠性和批发电力市场产生严重的不利影响。” 覆盖从缅因州到康涅狄格州六个州的ISO New England表示，10%的关税税率就会使其客户每年增加6600万美元的成本。 数据显示，过去五年里，该公司约11%的电力是从加拿大进口的。而新英格兰地区的家庭用电成本已经比全美平均水平高出29%左右。 ISO New England发言人Randy Burlingame说，“这是一个复杂的情况，有许多变化的部分。” 负责加州电网运营的加州独立系统运营商（CAISO）和负责中西部电网的中大陆独立系统运营商（MISO）表示， 他们正在评估征收关税的可能性， 但尚不清楚关税是否会适用于电力市场，或者如何适用于电力市场。 MISO发言人Brandon Morris表示：“这是一个不稳定的局面，目前尚不清楚美国的进口关税是否适用于从加拿大进口的电力，也不确定这个问题是否或何时会得到解决。”

规模飙升、消纳难解、限电卷土重来……入市正成为风光新能源项目的不得不选。 锚定“2030年全部入市”目标，在顶层规划以及地方详规引导之下，新能源加速入市也已是不争事实。国家能源局数据显示，2023年全国新能源市场化交易电量占比达到47.3%，较2022年提高了近9个百分点。 不过市场化规则之下，新能源项目业主也正遭遇着电价不确定而带来的最大投资风险。 多地比例继续扩大 临近年末，各省新一年的电力交易规则陆续出炉。作为装机结构中的主力电源，新能源入市比例可谓焦点。 据北极星统计，目前已有十地明确了2025年风光项目的入市方案，预料之中，多地市场化交易电量比例继续扩大。 近期备受关注的冀北南网，根据《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》，区域内直调光伏、风电场站自取得或者豁免电力业务许可证后次月起，按照上网电量一定比例参与省内市场化交易，其中光伏比例为60%、风电30%，较2024年的最低20%比例大幅上升。 南方重省广东，2025年市场交易电源从220kV及以上电压等级扩大至110kV及以上电压等级。按照政策要求，2025年新增并网的110kV及以上电压等级集中式光伏须参与现货，安排50%基数电量+50%交易电量；2025年底前全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站将参与现货，安排90%基数电量+10%交易电量。 浙江省由2024年的自愿入市，调整为2025年统调风电、光伏项目的10%电量需参与现货，90%电量分配政府授权合约执行政府定价。 西部多省的普遍规则即优先发电计划外全部入市。其中新疆2025年普通风电、光伏项目的保量保价优先小时数分别为895小时、500小时，较2024年下降30%以上。宁夏2025年风电、光伏项目优先发电小时数与2024年大致持平。 当然，相比集中式电站预期中的比例上升，市场更为冲击的则是分布式光伏的跑如入市。 在“首吃螃蟹”的浙江、江苏之后，河北率先按下“强制键”，2025年冀北电网10千伏及以上分布式光伏的20%电量参与绿电市场，河北南网同样10千伏及以上分布式光伏的入市比例为20%，并且“新老”区分，2025年新增项目1月1日后入市，存量项目则暂缓至6月底。 同样作为分布式光伏大省，山东刚刚丢出“深水炸弹”，2025年到2026年新增分布式光伏可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场。其中是否囊括自然人户用分布式光伏项目，还须进一步等待该省2025年电力市场交易方案。 此外，广东、陕西也鼓励分布式新能源直接或以聚合虚拟电厂方式参与电力市场交易。 电价困局何解？ 谈及入市，电价不确定性成为投资者的最大“梦魇”，电价“大跳水”也确是事实所在。 背后根源还在于新能源出力的随机性和波动性，而现货市场新能源出力往往与现货价格呈现负相关，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高，这也导致出力更为集中的光伏项目影响更大。 据“兰木达电力现货”统计，11月山西、山东、甘肃、蒙西光伏现货均价均不足0.2元/千瓦时，山东同比、环比均大幅下降。逐旬统计，山东11月下旬光伏均价甚至仅3分/度。 （注：数据来源于兰木达电力现货，下同） 对于“温室中”成长的分布式光伏，以河北南网为例，历史月份光伏企业分时段发电量比例中，平谷+低谷电量占比超过80%，9个月低谷电量占比超过30%，存量全额上网项目项目入市或面临亏损边缘。“北方分布式光伏项目不能碰”的声音渐起。 事实上，由电价风险引发的投资结构变局也已显现，叠加土地风险等因素，在今年各省下发的新能源指标中，河北、贵州、广西、山西等多省风电指标远高于光伏，甘肃多地甚至“清一色”的风电项目。 现在则是，实现既定的非化石能源占比目标，2030年风光装机需在目前基础上再翻一倍。稳规模、稳投资迫在眉睫。 直击新能源电价痛点，有效调节新能源的随机出力，新能源+储能携手入市备受瞩目，特别是分布式光伏，多有专家建议以聚合和虚拟电厂方式入市。 此外，在行业公开会议上，中国宏观经济研究院能源研究所时璟丽建议，应尽快明确政策，实施新老项目划断。可借鉴的国外经验如英国的差价合约机制，开发企业直接参与市场或与用户签订长期PPA，差价合约制度可兼顾可再生能源参与电力市场和保障可再生能源项目一定收益。但未来市场将是多种机制的融合，机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一。 回归始源，肩负绿色属性的新能源，核心还在于机制引导切实提高和体现绿色电力的环境价值。 截止目前，电力交易已在全国大多省份展开，试运行以及正式运行的现货市场也已拓展至二十余省区。“伊甸园”消失殆尽下，入市成为必选项，平稳迈过这道“坎儿”，急需从投资者到市场机制的双向奔赴。

11月12日，广西发改委发布关于对《关于动态调整峰谷分时电价机制的方案》公开征求意见的公告。 根据通知，时段划分调整为： 峰时段（8小时）：16:00—24:00； 平时段（8小时）：00:00—1:00，7:00—12:00，14:00—16:00； 谷时段（8小时）：1:00—7:00，12:00—14:00。 尖峰电价执行时间和时段不变，为每年7月、8月、9月、12月四个整月，7月、8月、9月的尖峰时段为21:00—23:00，12月的尖峰时段为18:00—20:00。结合我区电力运行情况，继续暂停执行尖峰电价，恢复执行时间另行通知。 峰平谷比价保持不变，为1.5：1：0.5，上网环节线损费用、输配电价（包括容量电价、需量电价）、系统运行费用、力调电费、为保障居民和农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费）等损益类费用不参与浮动，政府性基金及附加按国家有关规定执行。尖峰电价上浮标准保持不变，在峰段电价的基础上上浮20%。电力市场交易用户按我区电力市场交易方案有关要求执行。 全文见下： 关于动态调整峰谷分时电价机制的方案 （公开征求意见稿） 随着新能源发电装机持续快速增长，我区电源结构发生深刻变化，午间时段逐渐成为电力调度运行困难时段，为引导电力用户积极参与削峰填谷，确保电力安全稳定供应，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进新能源消纳，同时更好服务群众出行充电需要，促进新能源汽车产业持续健康发展，根据《国务院办公厅转发国家发展改革委关于恢复和扩大消费措施的通知》（国办函〔2023〕70号）、《国家发展改革委等部门印发〈关于促进汽车消费的若干措施〉的通知》（发改就业〔2023〕1017号）、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委关于电动汽车用电价格政策有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1668号）等文件要求，现就动态调整我区峰谷分时电价机制有关事项通知如下： 一、工商业用户峰谷分时电价机制 （一）执行范围。执行范围保持不变，范围如下：广西供电区域内除铁路（电气化铁路牵引用电）、航运、石油（天然气、热力）加压站、自来水生产、城乡污水处理厂生产、污水泵站生产、垃圾无害化处理厂（场）生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电外的大工业用电、专用变压器容量在160千伏安及以上的普通工业用电用户执行的峰谷分时电价机制。 （二）峰谷比价。峰平谷比价保持不变，为1.5：1：0.5，上网环节线损费用、输配电价（包括容量电价、需量电价）、系统运行费用、力调电费、为保障居民和农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费）等损益类费用不参与浮动，政府性基金及附加按国家有关规定执行。尖峰电价上浮标准保持不变，在峰段电价的基础上上浮20%。电力市场交易用户按我区电力市场交易方案有关要求执行。 （三）时段划分。时段划分调整为： 峰时段（8小时）：16:00—24:00； 平时段（8小时）：00:00—1:00，7:00—12:00，14:00—16:00； 谷时段（8小时）：1:00—7:00，12:00—14:00。 尖峰电价执行时间和时段不变，为每年7月、8月、9月、12月四个整月，7月、8月、9月的尖峰时段为21:00—23:00，12月的尖峰时段为18:00—20:00。结合我区电力运行情况，继续暂停执行尖峰电价，恢复执行时间另行通知。 二、居民电动汽车充电设施峰谷分时电价机制 （一）执行范围。居民电动汽车充电设施执行峰谷分时电价机制应同时满足如下条件：1.在居民家庭住宅、居民住宅小区、执行居民电价的非居民用户中设置的居民电动汽车充电设施；2.由电网企业直接抄表和收费到户的居民电动汽车充电设施；3.居民电动汽车充电设施的性质应属于非经营性质。 （二）时段划分。时段划分按照工商业用户峰谷分时电价机制的时段划分执行，暂不设置尖峰时段。 （三）各时段电价。平时段电价为广西电网目录销售电价中居民生活用电合表用户对应电压等级的电价，高峰时段电价在平时段电价基础上上浮0.10元/千瓦时，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮0.10元/千瓦时。具体电价标准见附件。 （四）执行方式 执行范围内的电力用户可向电网企业申请执行，未向电网企业申请执行的，不执行居民电动汽车充电设施峰谷分时电价机制，仍按原方式计价。 电网企业在受理执行范围内的电力用户申请后，应按规定做好电力服务。同时具备以下条件的电力用户自申请次月起执行：（1）电网企业直接抄表到户；（2）电动汽车充电设施具备单表计量条件；（3）电力用户表计已完成分时调试。选择执行后12个月内保持不变，用户可于期满前15日向电网企业申请退出，到期未申请退出的，延续执行。 三、其他事项 （一）电动汽车充电设施应独立计量，充电费用实行价费分离、明码标价。独立计量装置安装费用由电网公司承担，产权分界点后线路管道改造费用由用户承担。充电设施运营单位建设运营的充电设施充电费用主要包括充电电费和服务费，充电电费和服务费应分别标示、分别计价。服务费是指充电设施运营单位向电动汽车用户提供服务所收取的服务费用，按规定实行市场调节价。充电设施运营单位应充分考虑充电设施的公共服务属性和民生属性，按照弥补成本、合理收益、诚实信用原则，结合市场供需状况，合理制定充电服务费标准。鼓励充电设施运营单位阶段性降低充电服务费。 充电设施运营单位应按照明码标价有关规定，在充电场所、手机应用程序、微信公众号等醒目位置分别标示充电电价和服务费项目与收费标准，不得收取任何未予标明的费用。用户执行峰谷分时电价的，应按规定价格政策标明平时段价格、峰谷时段及上下浮动比例等明细内容。鼓励充电设施运营单位采用图片、动画等生动易懂方式展示收费方式和水平，便于用户快速准确理解。单次充电结束后，充电设施运营单位应当通过微信公众号、小程序等方式，向用户推送计费模式、充电时长、收费金额等信息。 （二）政策衔接。1.用电电压等级在35千伏及以上的用户自下文之日起按本通知规定执行；2.电网企业应于2025年2月28日前完成其他用电电压等级用户计量装置的调试改造工作；3.其他用电电压等级用户在调试期间，峰平谷时段划分按《广西壮族自治区发展和改革委员会关于优化峰谷分时电价机制的通知》（桂发改价格〔2023〕609号）规定执行，即：峰时段为11:00—13:00、17:00—23:00；平时段为7:00—11:00、13:00—17:00；谷时段为23:00—24:00、00:00—7:00，自2025年3月1日起，按本通知规定执行。4.峰谷分时电价结算方式、执行情况报告、动态调整机制等事项继续按照桂发改价格〔2023〕609号文件相关规定执行。 （三）政策实施。各地要认真部署、精心组织实施，做好政策宣传和协调工作。电网企业要严格执行价格政策，广泛告知政策、提高知晓率，做好供电服务，向用户提供用电量和电费查询便利，按照方便用户的原则，妥善处理好电价政策执行过程中的具体问题，及时回应社会关切，营造良好氛围。 现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。国家有新规定的，按照国家规定执行。同步废止《广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发广西壮族自治区峰谷分时电价方案（试行）的通知》（桂发改价格规〔2021〕326号）、《广西壮族自治区发展和改革委员会关于完善我区峰谷分时电价机制有关事项的通知》（桂发改价格规〔2021〕1029号）、《广西壮族自治区发展和改革委员会关于进一步完善我区峰谷分时电价有关事项的通知》（桂发改价格〔2022〕922号）。 特此通知。

随着新能源装机量的不断攀升，消纳问题成为其发展的“卡脖子”环节。 为适应新型电力系统的发展建设，我国多地政府旨在通过完善峰谷分时电价机制，来调控、引导电力用户削峰填谷，从而保障电力系统安全稳定经济运行。 北极星统计发现，目前已有13省区在午间光伏大发时段，执行低谷/深谷电价，分别是河南、山东、浙江、辽宁、青海、宁夏、新疆、甘肃、湖北、江西、山西、内蒙古的蒙西蒙东两大电网、以及冀北电网及河北南网。 总体来看，13省区设置午间执行低谷电价的季节、时段、浮动比例并不一致。低谷时长范围在1~8小时之间，低谷电价在平段电价下浮46~70%之间。 低谷时段方面，山东、浙江、辽宁、青海、宁夏、新疆、甘肃、湖北、山西、内蒙古10地，全年执行午间低谷电价，低谷时段覆盖9:00-17:00区间；河南仅在3—5月和9—11月执行午间谷时电价，冀北电网、河北南网则避开夏季，将6、7、8月之外的月份午间执行谷电，江西仅在重大节假日期间执行午间低谷电价。 具体来看，青海、宁夏、甘肃3省区均将谷电时段设置成9:00-17:00，长达8小时的日间谷电，无疑旨在通过价格信号来改善电力供需状况以促进新能源消纳。事实上，近年来青海、宁夏、甘肃新能源大规模发展，太阳能及风电装机在其电力装机结构中占比近半数，分别达到近45%、53%、61%。 内蒙古作为新能源装机及外送电力大省，蒙西、蒙东两大电网设置午间低谷电价之外，还分别在夏季设置了2小时的午间深谷电价。此外，风电作为内蒙古新能源主要装机力量，截至2023年年底装机量达到了2825万千瓦，面对庞大的风电装机量，内蒙古将全年分为大风季和小风季。 此外，深谷电价也已蔓延至午间时段。13省区中，山东、浙江、宁夏、新疆、蒙西、蒙东电网以及江西均在午间执行深谷电价。深谷电价下浮最高可到80%，但执行时间并不是全年，而是分月份/季节执行，例如浙江和江西仅在重大节期间执行午间深谷电价。 13省区分时电价情况如下图： 注：浮动比例默认是在平时段电价基础上的下浮比例，特殊情况已做标注 一、河南省 3月12日，河南省发改委发布关于公开征求《关于调整工商业分时电价有关事项的通知（征求意见稿）》。 （一）优化峰谷时段设置： 1月、2月、12月，高峰（含尖峰）时段16:00至24:00，其中尖峰时段为1月和12月的17:00至18:00；低谷时段0:00至6:00，其他时段为平段。 3—5月和9—11月，高峰时段16:00至24:00，低谷时段0:00至6:00、11:00至14:00，其他时段为平段。 6—8月，高峰（含尖峰）时段16:00至24:00，其中尖峰时段为7月和8月的20:00至23:00；低谷时段0:00至6:00，其他时段为平段。 （二）调整峰谷浮动比例： 全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.69:1:0.46，尖峰浮动比例为高峰浮动比例的1.2倍。高峰、平段、低谷及尖峰电价由市场交易上网电价（代理购电平均上网电价）与输配电价之和乘以峰谷浮动比例，再加上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加构成。 图片 二、安徽省 3月7日，安徽省发展改革委安徽省能源局发布关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知。 （一）优化峰谷分时时段 每年7月、8月、9月，用电高峰时段为每日16:00—24:00；平段9:00—16:00；低谷时段0:00—9:00。1月、12月，高峰时段为每日15:00—23:00；平段8:00—15:00；低谷时段23:00—次日8:00。其他月份，高峰时段每日为8:00—11:00，16:00—21:00；平段11:00—16:00，21:00—23:00；低谷时段23:00—次日8:00。 （二）调整峰谷分时电价浮动比例 用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策，政策另有规定的从其规定。低谷电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%；季节性（1月、7月、8月、9月、12月）高峰电价上浮84.3%；其他月份高峰电价上浮74%。100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择是否执行峰谷分时电价。 （三）调整季节性尖峰电价 尖峰电价执行范围为用电容量315千伏安及以上执行工商业两部制电价和峰谷分时电价的工业用电。执行时段为7月、8月期间每日20:00—22:00，1月、12月期间每日19:00—21:00。尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。 二、山东 2023年11月30日山东《2024 年分时电价政策执行公告》印发。 （一）执行范围 工商业用户容量补偿电价、上网环节线损费用、系统运行费用(包括煤电容量电价分摊标准、抽水蓄能容量电费分摊标准等)、以及电网企业代理购电用户(不含国家有专门规定的电气化铁路 牵引用电、小于 1 千伏用户)代理购电价格，执行分时电价政策，各类分摊损益等其他电价部分不执行。 （二）浮动比例 低谷时段下浮70%、深谷时段下浮90%、高峰时段上浮70%、 尖峰时段上浮100%。 （三）时段划分 1.冬季(1月至2月、12月) 低谷时段 10:00 至 15:00，其中，深谷时段 11:00 至 14:00; 高峰时段 16:00 至 21:00，其中，尖峰时段 16:00 至 19:00;其余 时段为平时段。 2.春季(3月至5月) 低谷时段 10:00 至 15:00，其中，深谷时段 11:00 至 14:00; 高峰时段 17:00 至 22:00，其中，尖峰时段 17:00 至 20:00;其余 时段为平时段。 3.夏季(6月至8月) 低谷时段 00:00 至 06:00;高峰时段 16:00 至 22:00，其中， 尖峰时段 17:00 至 22:00;其余时段为平时段。 4.秋季(9月至11月) 低谷时段 10:00 至 15:00，其中，深谷时段 11:00 至 14:00; 高峰时段 16:00 至 21:00，其中，尖峰时段 17:00 至 19:00;其余 时段为平时段。 三、浙江 1月29日，浙江省发展改革委关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知发布。 （一）实施范围 大工业电价用户需全年执行峰谷分时电价（不包括国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等）。一般工商业电价用户可选择执行峰谷分时电价，选定后12个月内保持不变。 （二）峰谷时段及电价浮动比例 1、统一大工业电价用户和一般工商业电价用户峰谷时段。 2、试行重大节假日深谷电价。春节、劳动节、国庆节10:00-14:00设置为深谷时段，三个节假日具体时间以国家公布为准。 3、调整峰谷电价浮动比例。 （三）执行时间 大工业电价用户于2024年3月1日起执行；选择执行峰谷分时的一般工商业电价用户分阶段执行，其中1-10（20）千伏及以上的一般工商业电价用户于2024年6月1日起执行，不满1千伏的一般工商业电价用户于2024年9月1日起执行。浙江电力现货市场运行期间，工商业峰谷分时电价另有规定的，从其规定。 四、辽宁 2023年8月25日，辽宁发改委发布《省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》。 （一）扩大执行范围 除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电、农村地区广播电视站无线发射台（站）、转播台（站）、差转台（站）、监测台（站）外的用电容量在100千伏安及以上的工商业用户执行分时电价。其中，机关、部队、铁路（包括地下铁路、城铁）、医院等原不执行分时电价的用户可以选择执行，选定后原则上1个日历年保持不变。 （二）峰谷时段划分。 根据我省系统用电负荷特性、新能源消纳等情况，每日用电分为高峰、平时、低谷三个时段，各8小时。具体为： 高峰时段：07:30-10:30、16:00-21:00； 低谷时段：11:30-12:30，22:00-05:00； 其余为平时时段。 其中，每年夏季（7月、8月）、冬季（1月、12月）每日17:00-19:00为尖峰时段，执行尖峰电价。、 （三）浮动比例。尖峰、高峰、平时、低谷时段电价比为1.875:1.5:1:0.5，即高峰和低谷时段用电价格在平时时段电价基础上分别上下浮动50%，尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮25%。平时时段电价由电力用户的上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中输配电价中的容（需）量电价、系统运行费用、政府性基金及附加不参与浮动。 五、青海 2023年11月10日，青海省发展和改革委员会关于进一步优化调整我省峰谷分时电价政策的通知。 （一）调整部分大工业峰谷分时时段 调整我省电解铝、钢铁、铁合金、碳化硅、水泥、电石、晶硅、经营性充换电设施（公交公司界定为公交车专用的充换电设施除外）峰谷时段，调整后峰谷时段为：高峰时段7:00-9:00，17:00-23:00；低谷时段9:00-17:00，其余为平时段。 上述行业以外的工商业用户执行峰谷分时电价时段不变，即：高峰时段为8:00-11:00,18:00-23:00；低谷时段为0:00-8:00；其余为平时段。 （二）适当延长尖峰电价时段 对执行尖峰电价的用户尖峰时段进行适当延长，延长后，尖峰时段为每年一、四季度的每日8:00-9:00和19:00-21:00。尖峰电价在用户对应平段电价基础上上浮100%（输配电价、上网环节线损折价、系统运行费和政府性基金及附加不参与浮动，下同）。 （三）适当调整谷段电价 高峰时段电价按平段电价上浮63%执行，低谷时段电价按平段电价下浮65%执行，增加的2个百分点下浮的资金，由尖峰电价收入进行补偿，暂不通过代理购电分时损益分摊。 六、宁夏 2023年11月3日，宁夏回族自治区发改委发布《关于完善工商业分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》。 （一）峰谷时段（含尖峰、深谷）划分 1、工商业用电高峰、低谷及平时段保持不变，分别为： 高峰时段：7:00-9:00，17:00-23:00； 低谷时段：9:00-17:00； 平时段：0:00-7:00，23:00-24:00 2、根据我区电力系统负荷特性及电力供需状况等情况，对315千伏安及以上的工业用电在特定时间执行尖峰、深谷电价，具体时段分别为： 尖峰时段：7、8月19:00-21:00，12月18:00-20:00； 深谷时段：4、5、9月12:00-14:00 （二）浮动比例 工商业用户分时电价由市场交易形成，煤电高峰、低谷时段在平段价格基础上分别上浮、下浮50%，新能源高峰、低谷时段在平段价格基础上分别上浮、下浮30%；尖峰、深谷时段在平段价格基础上分别上浮、下浮80%。用户电价构成中的上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等不参与分时电价浮动。 七、新疆 2023年7月28日，新疆维吾尔自治区发展改革委关于公开征求《关于进一步完善我区分时电价有关事宜的通知（征求意见稿）》意见的公告。 （一）优化峰谷时段划分。 将原午谷2小时、夜谷6小时，优化调整为午谷4小时、夜谷4小时。调整后的峰平谷时段分别为: 高峰时段8小时：8:00—11:00，19:00—24:00； 平时段8小时：11:00—13:00，17:00—19:00，0:00—4:00； 低谷时段8小时：4:00—8:00，13:00—17:00。 （二）扩大峰谷浮动比例。在平段电价基础上，高峰、低谷电价上下浮动幅度扩大至75%。 （三）设置深谷电价。夏季5、6、7、8月份的14：00—16：00由低谷时段调整为深谷时段，深谷时段电价在平段电价基础上下浮90%。 尖峰时段保持不变，冬季1、11、12月份的19：00—21：00、夏季7月份21：00—23：00。尖峰时段电价在平段电价基础上上浮100%。 八、甘肃 2023年10月27日，甘肃发改委发布关于《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》的公告。 （一）执行峰谷分时电价机制的市场主体各时段交易申报电价的价差比例不得低于现行目录电价的峰、平、谷价差比例，即高峰时段交易申报价格不低于平段申报价格的150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的50%。 （二）执行峰谷分时电价机制的工商业用户峰谷时段执行：其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00；平段为23:00至24:00、0:00-7:00；谷段为9:00-17:00。 九、内蒙古 （一）蒙东电网 2024年1月1日，内蒙古自治区发展和改革委员会关于完善蒙东电网工商业分时电价政策的通知（试行）。 1、执行范围 除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上执行工商业电价的电力用户。100千伏安以下执行工商业电价的电力用户可选择执行。 2、峰谷时段 峰时段8小时：06:00-09:00、17:00-22:00，平时段8小时：05:00-06:00、09:00-11:00、14:00-17:00、22:00-24:00，谷时段8小时：11:00-14:00、00:00-05:00。 3、峰谷比价 峰平谷交易价格比为1.68:1:0.48，平段价格为平时段平均交易价格，峰段在平段价格的基础上上浮68%，谷段在平段价格的基础上下浮52%。 4、尖峰、深谷电价 每年6-8月实施尖峰、深谷电价，尖峰时段为每日18:00-20:00，尖峰电价在峰段价格基础上上浮20%；深谷时段为每日12:00-14:00，深谷电价在谷段价格基础上下浮20%。 （二）蒙西电网 2024年1月1日，内蒙古自治区发展和改革委员会关于完善蒙西电网工商业分时电价政策的通知（试行）。 1、执行范围 除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上执行工商业电价的电力用户。100千伏安以下执行工商业电价的电力用户可选择执行。 2、分季、峰谷时段 （1）大风季（1-5月、9-12月） 峰时段6小时：06:00-08:00、18:00-22:00，平时段9小时：04:00-06:00、08:00-11:00、16:00-18:00、22:00-24:00，谷时段9小时：00:00-04:00、11:00-16:00。 （2）小风季（6-8月） 峰时段6小时：06:00-08:00、18:00-22:00，平时段13小时：0:00-06:00、08:00-11:00、16:00-18:00、22:00-24:00，谷时段5小时：11:00-16:00。 3、峰谷比价 （1）大风季峰平谷交易价格比为1.68:1:0.48，平段价格为平时段平均交易价格，峰段在平段价格的基础上上浮68%，谷段在平段价格的基础上下浮52%。 （2）小风季峰平谷交易价格比为1.54:1:0.44，平段价格为平时段平均交易价格，峰段在平段价格的基础上上浮54%，谷段在平段价格的基础上下浮56%。 3、尖峰、深谷电价 每年6-8月实施尖峰、深谷电价，尖峰时段为每日19:00-21:00，尖峰电价在峰段价格基础上上浮20%；深谷时段为每日13:00-15:00，深谷电价在谷段价格基础上下浮20%。 十、河北 （一）冀北电网 2023年12月13日，河北省发展改革委发布《关于进一步完善冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知》。 1、实施范围 冀北电网工商业及其他用户分时电价政策实施范围继续按照河北省发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》（冀发改能价〔2021〕1548号）、《关于进一步明确我省分时电价机制执行范围的通知》（冀发改能价〔2021〕1668号）执行。 2、时段划分 （1）、夏季（每年6、7、8月） 低谷：0-7时、23-24时；平段：7-10时、12-16时、22-23时；高峰：10-12时、16-17时、20-22时；尖峰：17-20时。 （2）、冬季（每年11、12月及次年1月） 低谷：1-7时、12-14时；平段：0-1时、7-8时、10-12时、14-16时、22-24时；高峰：8-10时、16-17时、19-22时；尖峰：17-19时。 （3）、其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月） 低谷：1-7时、12-14时；平段：0-1时、7-8时、10-12时、14-16时、22-24时；高峰：8-10时、16-22时。 3、浮动比例 平段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段电价在平段电价基础上分别上下浮动70%；尖峰时段电价在高峰电价基础上上浮20%。 （二）河北南网 2022年10月28日，河北省发展和改革委员会关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知。 1、实施范围 河北南网工商业及其他用户分时电价政策实施范围继续按照河北省发展和改革委员会《关于进一步完善分时电价机制的通知》（冀发改能价〔2021〕1548号）、《关于进一步明确我省分时电价机制执行范围的通知》（冀发改能价〔2021〕1668号）执行。 2、时段划分 （1）夏季（6、7、8月） 低谷0—8时；平段8—15时、23—24时；高峰15—19时、22—23时；尖峰19—22时。 （2）冬季（每年12、次年1、2月） 低谷：1—6时、12—15时；平段：0—1时、6—12时、15—16时；高峰：16—17时、19—24时；尖峰：17—19时。 （3）其他季节（每年3、4、5月及9、10、11月） 低谷：1—6时、12—15时；平段：0—1时、6—12时、15—16时；高峰：16—24时。 3、浮动比例 平段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70%；尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%。 十一、湖北 2024年3月27日，湖北省发改委关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知。 （一）实施范围 工商业分时电价机制的实施范围暂不作调整，即：湖北电网用电容量在100千伏安及以上的工商业用户用电执行分时电价，电气化铁路牵引用电、商业用电和机关、部队、学校、医院、城市公共照明等非居民照明用电除外。电热锅炉、冰（水）蓄冷空调等电储能用电执行分时电价。 国家和湖北省现行政策文件对分时电价实施对象另有单独规定的按规定执行。 （二）时段划分 尖峰时段：7月、8月20:00－22:00，其他月份18:00－20:00（共2小时） 高峰时段：7月、8月16:00－20:00、22:00－24:00，其他月份16:00－18:00、20:00－24:00（共6小时） 平 时段：6:00－12:00、14:00－16:00（共8小时） 低谷时段：0:00－6:00、12:00－14:00（共8小时） （三）浮动比例 分时电价以各电力用户市场化交易购电价格（代理购电用户以代理购电价格）为基准进行浮动，上网环节线损费用参与浮动，中长期市场交易方案实行分时段签约的按相关规定执行。平常月份尖峰、高峰、平时、低谷时段电价比为1.8：1．49：1：0．48。夏季、冬季用电高峰月份（夏季7月、8月，冬季12月、1月），用电尖峰时段电价浮动比例由1.8调整为2，低谷时段电价浮动比例由0.48调整为0.45。 十二、江西 2024年2月22日，江西发改委发布《关于适当调整分时电价机制的通知（征求意见稿）》。 （一）适当调整峰谷时段划分。 为契合用电负荷特性变化，适当调整峰谷时段划分，冬季（1月、12月）每日18:00-20:00为尖峰时段，08:30-11:30、20:00-21:00为高峰时段，00:00-06:00为低谷时段，其余为平段；夏季（7-9月）每日20:30-22:30为尖峰时段，16:30-20:30为高峰时段，00:00-06:00为低谷时段，其余为平段；其他季节（2-6、10-11月）16:00-22:00为高峰时段，00:00-06:00为低谷时段，其余为平段。 （二）暂缓实施尖峰电价。 尖峰时段用电暂执行高峰时段电价标准。后续视电力供需紧张形势，并结合经济社会承受能力，适时予以恢复。 （三）试行重大节假日深谷电价。 春节、“五一”国际劳动节、国庆节（具体时间以国家公布为准）12:00-14:00设置为深谷时段，电价在低谷电价的基础上下浮20%。 十三、山西 2021年12月，山西省发展和改革委员会关于完善分时电价机制有关事项的通知。 （一）分时电价执行范围 除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户（包括一般工商业和大工业用电）。 （二）优化峰谷时段划分 根据我省电力供需状况、系统用电负荷特性、可再生能源发展和季节性负荷变化等情况，将现行峰谷时段优化调整为：高峰时段08：00－11：00、17：00－23：00；低谷时段00：00－07：00、11：00－13：00；平时段07：00－08：00、13：00－17：00、23：00－24：00。 （三）适当扩大峰谷价差 根据我省电力系统峰谷差率、新能源消纳和系统调节能力等情况，将我省峰谷价差调整为3.6：1。即高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60％，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮55％，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20％。保障居民农业用电价格稳定新增损益、代理购电新增线损损益、辅助服务费用、政府性基金及附加、容（需）量电价、代理购电偏差电费不参与浮动。

当前光伏电站投资收益最大风险——电价下降。 随着风电、光伏装机量一路狂飙、高比例接入电网，消纳问题愈加紧迫，新能源入市参与市场化交易已然加速。十五年来，从4元/kWh到平价、低价，我国光伏电价历经多轮改革，本文梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段以及未来新趋势。 追溯历史，我国光伏终端规模应用最早起步于21世纪初，但彼时多以政府主导示范项目为主，如西藏无电县建设、中国光伏工程等国家计划，直至2008年，我国商业化光伏电站建设拉开帷幕。 1.2008年：核准电价时期 为推动国内产业发展，发挥西部太阳能资源优势，2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目，包括上海2个、内蒙古及宁夏各1个，将电价核准为4元/kWh。 2.2009~2010：竞争电价时期 为进一步激发我国光伏终端市场，2008年起，国家组织实施了两批特许权招标光伏项目，采用低价竞标方式。敦煌10MW光伏电站作为首个特许权项目于08年年底启动招标，最终中广核以1.09元/kWh价格竞标成功；与此同时，国家能源局还同意国投华靖电力控股以同样价格再跟标一个10兆瓦项目。 2011年6月，第二批光伏特许权项目启动招标，涉西部8省区13个项目，总计规模为280MW，中标电价范围为0.7288~0.9907元/kWh，由国家电投等央企瓜分。 第二批光伏特许权招标结果： 与此同时，2009年国家开始实施金太阳示范工程，以及光电建筑配套相应财政补贴支持，对推动我国光伏应用有着重要意义。但由于政策漏洞、监督缺位等问题，市场上出现大量骗补行为，两项补贴分别于2013、2015先后终止、取消。 3.2011~2018年：标杆电价时期 2011年，为探索光伏合理上网电价，我国出台了第一个地面光伏电站上网电价政策，正式进入标杆上网电价时期。政策要求：2012年7月1日前核准、12月31日前投产、尚未核定电价的光伏项目，上网电价统一为 1.15元/kWh；2011年7月1日前核准但年底未建成的电站，除西藏外仍执行1.15元/kWh，其余则按照1元/kWh执行，期限原则上为20年之久。 为推动各地新能源平衡发展，提高电价附加资金补贴效率，2014年我国开始执行三类标杆电价。国家明确在2013年9月1日前备案，年底并网的项目，继续执行1元/kWh的电价；2014年1月1日之后并网的，根据所在地区年等效利用小时数划分为三类太阳能资源区，实行分区标杆上网电价。 此后三类太阳能资源区光伏上网电价逐年递减。在2018年共下调2次，这就是让行业为之一振的“531”事件。电价下调外，还规定2018年仅安排10GW分布式光伏规模，且截止点提前至5月31日。 值得注意的是，2013年分布式光伏补贴正式登上历史舞台，但在此后2013年~2018年间，分布式度电补贴从最初的0.42元下降至0.32元，同样在2018年下调2次。 4.2019~2020年：指导电价+竞争电价 巨震之后，我国光伏行业进行管理变革。2019年，国家发改委将集中式光伏电站标杆电价改为指导价，将纳入财政补贴范围的三类资源区电站上网指导价确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元，同时明确，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。 此后，除扶贫、户用光伏外，其余需补贴的光伏项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，上网电价为主要竞争条件，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉，2019年竞价项目补贴共22.5亿元，3921个项目进入补贴名单，总规模22.79GW，最低上网电价为0.2795元/千瓦时。 2020年集中式光伏上网电价同样需要通过市场竞争方式确认，三类资源区上网指导电价下调至每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。当年补贴总额为10亿元，最终434个项目进入补贴名单，总规模25.97GW，最低电价为0.2427元/千瓦时。 补贴方面，2019年后国家将分布式补贴大幅下调，并分为自发自用分布式和户用光伏两类，分别为每千瓦时0.1元、0.18元，2020年两项补贴分别下降至每千瓦时0.05元、0.08元。 2013~2020年光伏上网电价一览： 5.2021年之后：平价上网时期 2021年，平价时代到来。国家发改委明确，新建光伏项目按当地燃煤发电基准价执行，且中央财政不再进行补贴，但户用光伏电站仅在2021年保留每千瓦时0.03元的全发电量补贴。 此外，通知还允许新建项目可直接参与市场化交易，形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。新建项目电价以保障性小时数作为分界点，按照不同的电价执行。 2021年上网电价政策： 2022年延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。随着户用光伏、光热示范项目补贴在2022年的结束，也宣告了中国新能源发展全面进入无补贴的平价时代。 6.市场化竞价新时期 随着风、光等新能源跃升式发展，进入电力市场脚步也随之拉近。国家能源局最新数据，截至2023年11月底，我国以太阳能、风电为主要力量的可再生能源总装机达到14.5亿千瓦，历史性超过火电装机，成为我国第一大电源。 自2015年新一轮电改启动以来，我国电力现货市场建设取得稳步进展。为加快推进电力市场化建设、促进新能源消纳，国家发改委先后选择了两批试点省份进行现货市场交易。 电力现货市场是作为完善市场化交易的关键一步，目前首批8个试点地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，第二批6个电力现货试点地区已全部启动模拟运行阶段，未来现货电量比例或将随着新能源比例提高而逐步提升。 近年来，“参与市场化交易”频繁出现在国家及地方多部政策中。根据国家规划，2030年全国统一电力市场基本建成，同样也是新能源全面参与市场交易的时间节点。近日国家能源局政策明确了2024年能源重点工作包括：逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进。 参与市场化交易已是大势所趋，但由于光伏出力时段集中，入市交易或将面临实际成交电价下降的风险。从此前各电力现货试点地区目前交易情况来看，不同地区光伏上网电价存在差异，且波动幅度较大，电价收益大打折扣。 在近期甘肃、云南、河南、广西4省公布的最新的新能源电价政策中可以发现，光伏上网电价相对于煤电基准价，预期最少下降0.025元/度，最高下降超过0.15元/度。 四省新能源最新电价政策：

近日，浙江发改委发布了公开征求《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知。 其中提出，统一大工业电价用户和一般工商业电价用户峰谷时段。春秋季（2-6月、9-11月，共8个月）电力供需总体平稳，峰谷时段拟调整为高峰、平段、低谷等三个时段。其中，高峰时段共7个小时,平段时段共7个小时，低谷时段共10个小时；夏冬季（1、7、8、12月，共4个月）电力供应仍较为紧张，峰谷时段拟调整为尖峰、高峰、平段、低谷等四个时段。其中，尖峰时段共4个小时，高峰时段共7个小时，平段时段共3个小时，低谷时段共10个小时。 以下是具体原文： 省发展改革委公开征求《关于调整工商业峰谷分时电 价政策有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知 为充分发挥峰谷分时电价信号作用，更好引导用户削峰填谷，保障全省电力供需平衡和电网安全稳定运行，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，根据国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）要求，省发展改革委起草形成了《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见，以企事业单位名义反馈意见的，请加盖单位公章；以个人名义反馈意见的，请署名并提供联系方式。 意见反馈渠道如下： 1.通过电子邮件请将意见发送至： zh_xl@163.com 2.通过信函方式请将意见寄至：浙江省杭州市西湖区省府浙江省发展改革委价格处（请在信封上注明“意见征集”字样）。 3.联系电话：0571-87051491。 公开征集意见时间：2024年1月9日至1月17日 附件：1. 关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿） 2. 《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》起草说明 浙江省发展和改革委员会 2024年1月9日 点击跳转原文链接： 省发展改革委公开征求《关于调整工商业峰谷分时电 价政策有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知

安徽省发改委日前发布关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知(征求意见稿)，通知中提出，优化峰谷分时时段，调整峰谷分时电价浮动比例，调整季节性尖峰电价。 每年7月、8月、9月，用电高峰时段为每日16:00-24:00;平段9:00-16:00;低谷时段0:00-9:00。1月、12月，高峰时段为每日15:00-23:00;平段8:00-15:00;低谷时段23:00-次日8:00。其他月份，高峰时段每日为8:00-11:00，16:00-21:00;平段11:00-16:00，21:00-23:00;低谷时段23:00-次日8:00。 用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策。低谷电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%;季节性(1月、7月、8月、9月、12月)高峰电价上浮84.3%;其他月份高峰电价上浮74%。100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择是否执行峰谷分时电价。 原文如下： 关于公开征求《安徽省发展改革委安徽省能源局关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知(征求意见稿)》意见的公告 为充分发挥峰谷分时电价政策引导作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，鼓励用户削峰填谷，保障全省电力供需平衡和电网安全稳定运行，省发展改革委、省能源局研究起草了《关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知(征求意见稿)》。现予以公告，向社会公众和企业公开征求意见。 公开征求意见时间为2023年12月6日至2024年1月5日。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见。有关意见建议请发送至shangjiachu 126.com，并请注明来文单位、个人及联系方式。 感谢您的参与和支持。 详情如下： 安徽省发展改革委安徽省能源局关于进一步 优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知 (征求意见稿) 各市发展改革委，国网安徽省电力有限公司： 为充分发挥峰谷分时电价政策引导作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，鼓励用户削峰填谷，保障全省电力供需平衡和电网安全稳定运行，现就进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项通知如下： 一、优化峰谷分时时段 每年7月、8月、9月，用电高峰时段为每日16:00-24:00;平段9:00-16:00;低谷时段0:00-9:00。1月、12月，高峰时段为每日15:00-23:00;平段8:00-15:00;低谷时段23:00-次日8:00。其他月份，高峰时段每日为8:00-11:00，16:00-21:00;平段11:00-16:00，21:00-23:00;低谷时段23:00-次日8:00。 二、调整峰谷分时电价浮动比例 用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策。低谷电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%;季节性(1月、7月、8月、9月、12月)高峰电价上浮84.3%;其他月份高峰电价上浮74%。100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择是否执行峰谷分时电价。 三、调整季节性尖峰电价 尖峰电价执行范围为用电容量315千伏安及以上执行工商业两部制电价的工业用户。执行时段为7月、8月期间每日20:00-22:00，1月、12月期间每日19:00-21:00。尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。 四、有关要求 尖峰电价增收资金统筹用于对参与电力需求响应用户的价格补偿等，电网企业要按照“专款专用、以收定支、收支平衡”原则，计入往来款专项核算，加强收支管理，不得截留挪用资金。电力需求响应工作仍按照《安徽省电力需求响应实施方案(试行)》(皖能源电调〔2022〕3号)、《关于进一步做好电力需求响应工作的通知》(皖能源电调函〔2023〕37号)组织实施。 各地发展改革部门要会同当地电网企业采取有效措施加强政策宣传，引导用户合理用电，保障我省电力供需平衡。电网企业要及时调整电表等计量设施并做好相关服务工作，确保政策平稳实施。 本通知自2024年月日起执行。省发展改革委、省能源局将根据我省电力供需和电网负荷变化情况，适时完善峰谷分时电价政策。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。 安徽省发展改革委安徽省能源局关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知 (征求意见稿)起草情况说明 今年迎峰度夏期间，为运用价格杠杆引导用户削峰填谷，保障全省电力供应和电网安全运行，省发展改革委省能源局对用户峰谷时段进行了调整。政策实施以来，在晚高峰引导用户合理安排生产等方面发挥了积极作用，全省电力保供工作成效明显。为更好地发挥价格杠杆的引导作用，根据我省电力供需变化实际情况，拟进一步优化我省峰谷分时电价等政策。 一、关于优化峰谷分时时段和浮动比例的说明 鉴于我省迎峰度夏和迎峰度冬期间早峰、午峰和晚峰电力供需平衡仍紧张，尤其是晚峰压力较大的实际情况，拟将目前执行的7月、8月两个月峰谷时间段扩大到1月、7月、8月、9月、12月五个月，同我省现行季节性高峰月份保持一致，鼓励用户调整生产班次，将可转移的高峰负荷移到谷段和平段。同时结合今年第三监管周期输配电价调整情况，按照国家峰谷电价比原则上不低于4：1的要求，进一步完善高峰和低谷浮动比例。将高峰上浮比例在现行比例基础上再上浮3个点，低谷在现行比例基础上再下浮3个点。 二、关于调整季节性尖峰电价的说明 自2021年12月1日起执行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价政策以来，调动了用户参与电网削减高峰负荷的积极性，有效实现了“错峰能力最大化、电量影响最小化”。根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)“尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%”的要求，考虑我省电力保供实际需要，对现行尖峰电价政策执行范围、加价时段、加价幅度、温度条件等进行优化调整：一是缩小执行范围，考虑到广大商业用户调峰能力较弱，将尖峰电价执行范围由过去执行峰谷分时的工商业用户调整为执行两部制电价的工业用户;二是将执行时段由现行尖峰日的8小时调整为1月、7月、8月、12月每日固定2小时，减少对企业生产的影响;三是按照国家要求，将尖峰电价由现行固定加价标准调整为在峰段电价基础上再上浮20%;四是取消尖峰电价温度触发条件限制。 点击查看详情： 关于公开征求《安徽省发展改革委安徽省能源局关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告

9月25日，西北能监局印发西北省间顶峰辅助服务交易规则（试行）（征求意见稿）。规则指出，西北区域省间顶峰辅助服务是在西北区域内顶峰资源不足省（区）存在电力缺口、用户用电无法保障时，向顶峰资源富余省区的储能电站、可中断用户购买跨省顶峰的服务。 储能顶峰分I类顶峰和II类顶峰，I类顶峰是指放电电量接受过省内或省间调峰辅助服务补偿的放电顶峰服务，报价区间为0-0.3元/千瓦时。II类顶峰是指放电电量未接受过调峰辅助服务补偿的放电顶峰服务，报价区间为0-0.9元/千瓦时。 点击跳转具体原文链接： 国家能源局西北监管局关于公开征求《西北省间顶峰辅助服务交易规则（试行）》 意见建议的通知

电车资源获悉，2023年9月1日，湖南省人民政府办公厅印发《湖南省恢复和扩大消费的若干政策措施》。新能源汽车方面，《措施》提到， 扩大新能源汽车消费。 落实新能源汽车车辆购置税减免等优惠政策，开展新能源汽车促销活动。扩大党政机关及其他公共机构新能源汽车配比，新增及更新车辆中新能源汽车比例不低于40%。鼓励旅游客运车、网络预约车、邮政快递车使用新能源汽车，鼓励租赁车辆优先选用新能源汽车，推动党政机关、企事业单位采购绿色交通出行服务。完善城市公共充电服务网络，优化公路沿线充电基础设施布局，逐步实现农村地区充电设施有效覆盖，基本形成城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电服务网络。鼓励换电模式推广应用，有效满足居民绿色出行需求。对居民电动汽车充电设施用电试行分时电价政策。 原文如下： 湖南省人民政府办公厅关于印发《湖南省恢复和扩大消费的若干政策措施》的通知 湘政办发〔2023〕35号 各市州、县市区人民政府，省政府各厅委、各直属机构： 《湖南省恢复和扩大消费的若干政策措施》已经省人民政府同意，现印发给你们，请认真抓好组织实施。 　　湖南省人民政府办公厅 　　2023年8月31日 （此件主动公开） 湖南省恢复和扩大消费的若干政策措施 为深入贯彻落实党中央、国务院关于恢复和扩大消费的系列决策部署，充分发挥消费对经济发展的基础性作用，不断增强高质量发展的持久动力，推动全省经济持续回升向好，制定如下政策措施。 一、稳定大宗消费 （一）优化汽车购买使用管理。严格执行二手车异地交易登记跨省通办和全面取消二手车限迁政策。兑现对二手车经销企业的奖补政策，推动二手车交易市场规范化经营，开展二手车诚信评价和示范经营创建活动。加大汽车促销力度，开展“惠购湘车”活动，在活动举办期间对个人消费者在湖南报废或转出符合相关标准的家用乘用车，并在省内购买乘用车新车的，予以电子消费券补贴。增加城市停车位供给，推进车位资源共享利用。（省公安厅、省商务厅、省财政厅、省住房城乡建设厅等按职责分工落实，下同） （二）扩大新能源汽车消费。落实新能源汽车车辆购置税减免等优惠政策，开展新能源汽车促销活动。扩大党政机关及其他公共机构新能源汽车配比，新增及更新车辆中新能源汽车比例不低于40%。鼓励旅游客运车、网络预约车、邮政快递车使用新能源汽车，鼓励租赁车辆优先选用新能源汽车，推动党政机关、企事业单位采购绿色交通出行服务。完善城市公共充电服务网络，优化公路沿线充电基础设施布局，逐步实现农村地区充电设施有效覆盖，基本形成城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电服务网络。鼓励换电模式推广应用，有效满足居民绿色出行需求。对居民电动汽车充电设施用电试行分时电价政策。（省税务局、省商务厅、省机关事务局、省财政厅、省交通运输厅、省邮政管理局、省发展改革委） （三）支持刚性和改善性住房需求。用好保交楼专项借款，允许商业银行按市场化、法治化原则，在充分评估房地产企业信用风险、财务状况、声誉风险等因素的基础上进行自主决策，与优质房地产企业开展保函置换预售监管资金业务。探索现房销售试点，优化长沙市限购限贷政策。支持新市民、青年人提取住房公积金用于租赁住房，城镇老旧小区居民提取住房公积金用于本人、配偶及双方父母自住住房加装电梯等改造。推进老旧小区改造、城中村改造、农村危房改造和“平急两用”公共基础设施建设，有效清除安全隐患。（各市州人民政府、省住房城乡建设厅、国家金融监督管理总局湖南监管局、人民银行湖南省分行、省发展改革委） （四）提升智能家居和电子产品消费。推动产业协同联动、融合互通、智能互联，增品种、提品质、创品牌，以优质供给引领消费。鼓励电商平台开设绿色智能产品销售专区。加快实施家电售后服务提升行动，鼓励优秀企业参与申报“家电售后服务领跑企业”，支持家电企业在社区开设售后便民服务站。鼓励各地开展家电以旧换新活动，支持回收企业建立多元化回收渠道，通过全品类回收、预约回收等方式开展废旧家电回收，并交由合规企业处理。（省工业和信息化厅、省发展改革委、省商务厅） 二、扩大服务消费 （五）扩大餐饮服务消费。全力办好中国国际食品餐饮博览会，持续办好“味道湖南”美食季等活动，升级改造特色美食街区，鼓励餐饮企业延时经营。大力弘扬湖湘美食文化，打造湘菜品牌，评选湘菜名县，积极推动湘菜品牌和湘菜企业走出去。培育壮大预制菜企业，支持建设“冷藏设备-冷链企业-冷链区域中心”闭环冷链物流体系和“中央厨房+食材冷链配送”设施，支持预制菜加工集聚发展。推广透明厨房，让消费者吃得放心。（省农业农村厅、省商务厅、省发展改革委、省交通运输厅、省市场监管局） （六）丰富文旅消费。全面落实带薪休假制度，鼓励错峰休假、弹性作息，促进假日消费。统筹用好省级文化和旅游发展专项资金，围绕建设旅游世界目的地，打造“五张名片”。举办旅游发展大会，每年集中力量安排一定比例的资金用于支持承办地旅游业项目建设。加强文化旅游市场品牌创建，加大对文化和旅游市场主体政策、资金、人才、管理等方面的扶持。大力实施“引客入湘”计划，省级层面发放文旅消费券，同时鼓励市州、县市区发放文旅惠民消费券，支持开展文旅消费季、四季乡村旅游节、旅博会等活动。鼓励实施景区门票减免、淡季免费开放。落实对有新评定省级（含）以上夜间消费集聚示范区（含文旅）的市州最高奖补50万元的政策，支持有条件的市州将商圈、商业综合体、步行街、特色街区、博物馆、文化馆、美术馆、科技馆等场所开发为夜间城市文化活跃区。（省委组织部、省人力资源社会保障厅、省总工会、省文化和旅游厅、省财政厅、省发展改革委、省商务厅） （七）促进文娱体育会展消费。加快审批进度，优化审批流程，强化安全监管和服务保障，争取大型戏剧节、音乐节、艺术节、动漫节、演唱会等演出活动落地湖南。因地制宜组织开展马拉松、自行车、徒步穿越、陆地赛艇等全民健身品牌赛事，大力引进高端体育赛事、精品赛事，打造培育“株洲厂BA”“娄底足球之城”等特色体育赛事，丰富夜间体育消费供给。推动体育设施“一键预约”全覆盖，加强体育公园建设，补齐全民健身设施短板。适时组织举办湖南体育产业博览会，积极申请国家级体育产业类大型博览会在湖南举办，打造中部地区体育消费大平台。进一步扩大会展消费。支持市州组织开展“老字号嘉年华”等活动，对新获批省级及以上“老字号”的企业予以奖励。大力实施湖南品牌建设工程，促进品牌消费。（省文化和旅游厅、省体育局、省商务厅、省财政厅、省市场监管局） （八）提升民生领域消费。安排不低于55%的社会福利事业彩票公益金用于支持发展养老服务。加快适老化改造和老年人健康管理、生活照护、康养疗养等服务和产品开发。支持有条件的市州推广社区居家养老助餐服务。积极扩大普惠型服务供给，深化普惠养老城企联动专项行动，鼓励培训疗养设施、医院、酒店、公寓等其他设施坚持服务为本的功能定位开展养老转型，推动公共消费提质增效。建设社区托育服务设施和综合托育服务机构，增加普惠托育服务供给。全面推进健康湖南行动，推进城市医疗集团和县域医共体等医疗联合体建设。进一步完善互联网诊疗收费，逐步将符合条件的“互联网+”医疗服务纳入医保支付范围。（省民政厅、省住房城乡建设厅、省卫生健康委、省财政厅、省发展改革委、省医保局） 三、促进农村消费 （九）开展绿色产品下乡。积极推动新能源汽车、绿色智能家电下乡，由省级统筹安排资金按市州实际支出给予适当补贴。开展绿色建材下乡活动，鼓励有条件的地区对绿色建材消费予以适当补贴或贷款贴息。（省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省商务厅） （十）完善农村电子商务和快递物流配送体系。推进数字经济与乡村特色产业融合，推动电商平台和企业丰富面向农村的产品和服务供给。健全县乡村三级物流配送体系，持续推进农村客货邮融合发展，探索农村客货运、邮政快递、物流、电商等“一网多用、一站多能、多点合一、深度融合”新模式，打通农产品进城“最初一公里”和工业品下乡“最后一公里”。推广农产品产地发展“电子商务+产地仓+快递物流”仓配融合模式，支持农超对接、农批对接、农企对接、农社对接等农产品产地直供直销模式。（省工业和信息化厅、省商务厅、省交通运输厅、省发展改革委、省农业农村厅、省供销合作总社、省邮政管理局） （十一）推动特色产品进城。深入推进农业生产和农产品“三品一标”，对绿色食品、有机农产品实行检测费用补贴。深入实施“数商兴农”，打造湖南优质农产品直播基地和展示展销中心，形成全面覆盖的常态化服务网络。利用中部农博会、“湖南省乡村振兴馆”等平台，举办专场推介活动，引导全省各级预算单位和国有企业采购脱贫地区农副产品。（省商务厅、省农业农村厅、省财政厅、省总工会、省国资委、省供销合作总社） （十二）大力发展乡村旅游。实施“五千工程”，建设“和美湘村”。积极推动文化产业赋能乡村振兴试点和特色文旅小镇评定，推动文化产业人才、资金、项目、消费下乡。培育一批等级旅游民宿、美丽休闲乡村和星级休闲农庄，因地制宜打造乡村旅游新业态，拓展乡村生态游、休闲游。（省文化和旅游厅、省农业农村厅） 四、拓展新型消费 （十三）壮大数字消费。推进数字消费基础设施建设，加快创建新型信息消费场景和平台，不断推进新业态新产业新模式创新。办好2023年全国开源和信息消费大赛、湖南省新型信息消费大赛等活动。支持线上线下商品消费融合发展，持续办好网上年货节、双品网购节等网上购物节。加强移动支付等安全监管。（省工业和信息化厅、省通信管理局、省商务厅、省市场监管局） （十四）推广绿色消费。开展绿色设计产品标准征集，发布绿色设计产品标准清单，评选认定绿色设计产品。开展节能低碳新产品、新技术、新设备的征集和评选，加强节能低碳产品的宣传和推广，积极发展绿色低碳消费市场。广泛开展节约型机关、绿色家庭、绿色社区、绿色出行等创建行动。（省工业和信息化厅、省发展改革委、省生态环境厅、省机关事务局、省住房城乡建设厅、省交通运输厅） 五、完善消费设施 （十五）加快培育多层级消费中心。支持长沙创建国际消费中心城市，鼓励其他市州建设富有地方特色的区域性消费中心。支持步行街改造提升，发展智慧商圈，打造“一刻钟”便民生活圈，对新评定为省级及以上示范步行街、智慧商圈所在的市州最高奖补100万元。支持设立市内免税店。（省商务厅） （十六）着力补齐消费基础设施短板。促进商业设施与城市公共空间有机融合，塑造沉浸式消费体验。加强县域商业体系建设，改造一批乡镇商贸中心、集贸市场、农村新型便民商店。以长株潭、洞庭湖、湘南、大湘西冷链物流基地为基础打造全省冷链物流体系，高效发挥农产品产地冷藏保鲜设施作用。（省商务厅、省自然资源厅、省住房城乡建设厅、省发展改革委、省农业农村厅、省交通运输厅、省供销合作总社） （十七）完善消费基础设施建设支持政策。省预算内基建投资专项支持消费基础设施建设、设备更新改造和关键生产线改造升级。支持符合条件的消费基础设施发行不动产投资信托基金（REITs）。保障消费基础设施建设合理用地需求，在依法依规的条件下允许企业在建设用地上搭建临时简易建筑，拓展消费新场景。（省发展改革委、省财政厅、省自然资源厅） 六、优化消费环境 （十八）加强金融对消费领域的支持。鼓励金融机构创新线上化、特色化消费金融产品，合理增加消费信贷投放，严格落实明示年化利率要求，推动个人消费信贷利率稳中有降。统筹金融机构现有消费信贷产品，鼓励省内居民汽车购置、住房装修、家电家具耐用品等线下信贷消费。深入开展长沙数字人民币试点。（人民银行湖南省分行、国家金融监督管理总局湖南监管局、省地方金融监管局、省商务厅） （十九）持续提升消费服务质量水平。对商家举办户外促销活动、居民夜间摆摊、消费新业态新模式实行包容审慎监管原则。深入推进放心消费环境建设，发挥12315消费维权平台热线作用，完善工作机制，增强维权精准性和实效性。持续推动创建放心消费示范单位、示范行业、示范区域，基本覆盖消费较为集中的主要领域、重点场所，推动全国放心消费示范城市创建，助力提振消费信心。（省市场监管局） （二十）完善促进消费长效机制。充分发挥省完善促进消费体制机制联席会议作用，建立健全统筹协同、定期会商、督查评价、市县联动工作机制，探索建立消费动态大数据监测平台系统，开展消费前瞻指数研究和编制。强化消费领域信用体系建设，在家政服务、教育培训、文化旅游等重点领域构建新型信用监管机制，建立行业法人组织及从业人员诚信档案，推进行业信用建设。完善信用标准体系，建立健全信用信息归集共享、信用分级分类评价及监管等机制。强化就业优先导向，开展“稳企业保就业”系列活动，推进居民增收，提升消费能力。进一步促进民营经济发展，优化经济发展环境，稳定市场预期，提振消费信心。（省发展改革委、省商务厅、省市场监管局、省统计局、省人力资源社会保障厅） 各地各有关部门要结合实际精心组织实施，因地制宜抓好各项措施落地见效。 本通知自发布之日起施行。