23年11月，湖北省下发了关于调整本省分时电价的征求意见稿，其中午间10:00~15:00长达5个小时的谷电引发了热议，同样也被很多当地的企业“提出意见”。
24年1月份，重新修订的征求意见稿再次下发，相比上一稿而言，午间的谷段缓和了很多，只有12:00~14:00两个小时。
（来源：微信公众号“黄师傅说电” 作者：黄师傅）
本想等着正式文件实施后再做点评，但近期荣幸受邀与湖北当地电力企业交流，于是在准备交流内容时撰写此文，并与大家分享。不当之处，尽情指正。
分时电价四要素
根据分时电价的四要素：执行的用户范围，分时时段划分，时段浮动系数，分时电价计算四部分来考量本次湖北政策调整的变与不变。
首先，执行的用户范围没有改变，“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。”重点可关注商业用电，目前暂不执行分时电价，但从全国的趋势来看，未来也是要划归为分时执行范围。
其次，分时时段划分有很大变化，更改如下（其它月份指非7/8月）：
原本白天的6个小时高峰时段整体挪动至傍晚和晚间，取而代之的是晌午的2个小时谷段以及其它时间的平段。难得的是尖峰段得以全年保留，只不过夏季7/8月和其它月份尖峰段发生的时间有所差异。
再次，时段浮动系数没有变，依然是维持峰段全年上浮49%，夏冬月份（1/7/8/12）低谷下浮55%，尖峰上浮100%，其它月份低谷下浮52%，尖峰上浮80%。
最后，分时电价计算公式未改变，“基础电价:在电度电价基础上扣除政府性基金及附加和系统运行费，作为峰谷分时电价计算的基础电价。”（月电网代购价格表说明文字第二段）
分时电价 = （代购/交易电价+输配电价+上网线损折价）×（1±浮动系数）+系统运行费+附加基金
均值化电价处理
为了量化分布式光伏和储能项目收益影响，需要将全年电价进行均值化处理，即根据既往电价水平合理估算一个平段电价。
考量电价组成五部分：代购/交易价格、输配电价、上网线损折价、系统运行费折价和政府性附加基金
测算影响以应用领域最多的10kV两部制用户为例，则其输配电价固定为0.1263元/度，政府性附加基金固定为0.0452元/度。
系统运行费因在2024年1月加入煤电容量电价，叠加抽水蓄能容量电价，折合约0.02元/度。
代购/交易电价因为煤电容量电价落地而有所下降，但考虑到全体工商业用户均需要分享/分摊的交叉补贴损益，该部分电价以0.48元/度处理，对应上网线损折价取0.022元/度。
则均值化处理后的平段电价为
0.48+0.1263+0.022+0.02+0.0452=0.6935元/度，
对应各月份分时电价如下表：
光伏收益影响量化
依托数据库：美国能源部国家可再生能源实验室数据（NREL）。
湖北地区1kW光伏电池组件在18%系统损失效率，20°倾角及正南方向布置的前提下，年发电量约1095度。
细分发电量至每日每小时，统计如下，夏冬月为1/7/8/12四个月。全年1kW电池组件发电量1095.62度，其中夏冬月发电374.06度，其它月发电721.56度。
表格已按颜色区分尖峰平谷时段，年总部分为旧政策分时时段、夏冬月和其它月部分为征求意见稿分时时段。
绿色：低谷；深蓝：平段；粉橙：高峰；淡红：尖峰。
再叠加前述均值化处理后的夏冬月/其它月分时电价，可得100%消纳收益如下：
原政策下全部消纳的收益为1011.39元，征求意见稿下收益为680.46元，虽然收益降低三分之一，但是单千瓦投入年回报依然可观。
储能收益量化影响
受分时时段调整影响，充放电策略有所调整。
旧规定下，每日执行晚谷充电，午峰放电；下午平充电，晚间尖峰放电；
新政策下，每日执行晚谷充电，上午平放电；午谷充电，晚间尖峰放电；
依然叠加前述均值化处理分时电价，1kWh电池电量投入，放电深度DOD取90%，充放电效率87%，全年320天执行两充两放收益对比如下：
注：价差=1×DOD×放电价格-(1×DOD/充放电效率)×充电价格；收益=价差×运行天数；
旧规下收益296.35元提升至新政下317.95元，即全年320天运行两充两放的1kW电池电量投入，可带来317.95元套利收益，提高约7.3%。
黄师傅说
湖北原规定下的分时时段，有着其他省份难以比拟的白天连续高峰段，这对分布式光伏的发展起到了一定的作用。
但随着白天光伏发电渗透率的增多，供大于求使得消纳吃紧。与其限制发电，不如促进用电。
调整后白天不再有高峰时段，改为平段+谷段的模式，一方面减缓的光伏投资热度，降温供给，另一方面引导企业调整用电峰谷，吸引消纳。
实则这是一次“以价换量”的调整，以低价吸引更多企业把过去低价用电的晚间电量挪到白天，进而带动光伏的消纳。
当然对于分布式光伏项目，收益率都会下调，但这都是依托于“竞争性定价”，即以电力系统同期电价为“标杆”的定价方式。
若从整体电站运行年限内的整体“度电成本”出发，几乎低于0.2元/度的发电成本显然还有很可观的利润空间。
暴利终归是要回归正常的获利水平，现在因为投资成本的进一步降低，湖北地区的分布式光伏项目依然可见4年左右的回收周期。
所以，湖北地区本次分时电价的调整，对于执行分时电价的工商业企业来说，用电成本会有所下降。
对于分布式光伏项目来说，过高的回报周期不复存在，但依然是可以投资建设的地区。
而对于储能项目来说，收益有所上调，同样也是值得投资和建设的区域。
