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为适应新型电力系统建设发展状况，解决风光新能源消纳存在的困难，1月3日，湖北省发改委官方网站发布征求意见稿，拟进一步完善工商业分时电价政策，对峰平谷时段分布划分等内容进行调整。
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一、政策要点与目前执行的分时电价政策相比，最新政策内容可概括为“一变三不变”。
变化之一：时段分布产生较大变化。新方案对尖、高、平、谷四个时段在日内的分布进行了较大调整，调整前后的划分情况如下图所示。从调整情况来看，变化最为明显、产生影响最大的是将中午12:00-14:00由高峰段调整为低谷段，相应的，夜间有更多时段由低谷段调整为平段或高峰段——充分体现了政策调整的灵活性，目的就是为了适应新能源大规模发展带来的电力供应特性的变化。
不变之一：峰、平、谷时段时长维持不变。总体来看，分时电价政策仍维持尖峰2小时、高峰6小时、平段8小时、谷段8小时的时长安排。
不变之二：政策实施范围维持不变。分时电价政策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。
不变之三：分时电价浮动系数维持不变。平常月份尖峰、高峰、平段、谷段电价比为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。
二、政策研判
一是分时电价政策调整有望带动工商业用户用电成本总体下降。此次时段调整将原来9:00-15:00六小时由高峰下调为四小时平段和两小时低谷，基本覆盖了白天用电量较大的时段，将使工商业用户该部分用电电价水平降低超过55%（原高峰时段电价在平段基础上上浮1.49倍，调整为平段和谷段后，4个小时平段电价不上浮，2个小时低谷电价下浮52%或55%）。
由于工商业用户电价由市场形成并按照分时段交易，按最新政策的分时电价方案初步估算，全省工商业用户整体用电成本有望下降8—15亿元左右（由于不同企业在电价敏感度和用电灵活性上存在差异，在面对峰谷分时电价时有不同的应对方式，用户削峰移谷程度不同影响降价空间）。
二是有利于提高新能源消纳水平，减少光伏企业弃光电量，以电价换消纳。午间新能源大发阶段工商业用户电价由高变低（平均降低55%），价格杠杆效应引导工商用户调整生产班次，尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，促进白天多生产、多用电，有利于新能源全量消纳，低谷时段市场交易电价有所下降，但是消纳电量会显著增加，光伏企业整体收益保持稳定。同时也尽可能的减少由于新能源快速增长给电网带来的冲击。
2023年，湖北新能源发电装机容量约3200万千瓦，累计弃风弃光电量约6亿千瓦时，2024年新能源发电装机容量将净增约1000万千瓦、发电量将净增约100亿千瓦时，如果不及时改变午间新能源大发时段执行高峰电价的局面，势必将导致大量的光伏发电电量无法消纳。新能源消纳难也是世界各国面临的共同困难，华北电力大学研究团队“电眼看世界丨美国清洁能源积压严重，并网进度陷入僵局”一文可见端倪。
变则通，同则久！湖北这次新政策将原来6小时由高峰下调为4小时平段和2小时低谷后，笔者粗略估算，2024年将减少光伏企业弃光电量约40亿千瓦时，由此增加光伏企业收入约16.6亿元，这对全省新能源企业无疑是长久利好！
三是分布式光伏利润空间回归合理，有利于分布式光伏产业健康发展。此次政策调整对分布式光伏企业利润空间有所压缩但是非常合理。随着光伏成本持续降低，光伏发电成本已下降到0.2元/度以下，分布式光伏企业在我省的利润空间实际上仍然较高：按同期电价打8折计算，午间调整低谷电价政策实施后，分布式光伏企业平段的度电利润在0.352元以上、谷段的度电利润在0.184元以上（在前期测算数据上有修正）；长期看，可引导分布式光伏上网价格回归合理区间，引导分布式光伏企业理性投资，促进行业健康发展。
四是用户侧储能建设经济性有望得到提升，按照最新政策规定，分时电价谷段时间从一段拆分为两段，用户侧储能可拓展为“谷充平放”“谷充尖放”的两充两放运行模式，与政策调整前“谷充峰放”“平充尖放”模式相比，总体价差空间有所拉大，将一定程度上提升储能产业建设经济性。鼓励储能等新业态的快速、蓬勃发展，这是未来风光等新能源协同发展协同盈利的基础，”独乐乐不如众乐乐“！储能设备具体运行策略如下表所示。
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