电价机制变革背后：从“双峰短时”到“单峰长谷”

电价机制的每一次调整，都是对负荷形态变迁的直接应答。山东的分时电价政策迭代勾勒出清晰的变革轨迹：2008 年首推尖峰电价，直击 "中午 + 晚上" 双峰负荷痛点；2015 年结合夏冬高峰特性细化时段，2023 年成为首个推出深谷电价的省份，将用电时段划分为尖峰、高峰、平段、低谷、深谷 5 个等级，尖峰电价翻倍、深谷低至 1 折，价差显著扩大，形成强大的市场调节信号。

此次调整的核心在于重构峰谷逻辑：将晚高峰延长至 6 小时，同时把光照充足、光伏发电集中的午间时段从传统峰段调至低谷或深谷。政策杠杆的撬动效应立竿见影 ——2024 年山东午间填谷负荷峰值达 583.87 万千瓦，多消纳风光新能源 23 亿千瓦时，新能源利用率显著提升。

山东的探索并非孤例。2025 年 7 月实施的地方分时电价新规中，安徽夏冬晚高峰达 8 小时，江西一年 10 个月晚高峰超 6 小时。从 "双峰短时" 到 "单峰长谷"，负荷形态的制度化转变，本质是电力系统对能源结构与经济活动变迁的主动应答。

负荷重构：新能源与经济发展的双重驱动

我国电力负荷曾长期锁定“双峰双谷” 格局，这一形态深度植根于火电主导的能源结构与传统生产生活节律，而当前负荷形态已发生新的变化。

长时储能的 “长时要求”从负荷与政策中走来

双重变革叠加下，“白天发电盈余、夜间供电紧张” 的错配日益凸显。发改委预测，今年迎峰度夏全国最高用电负荷将增约 1 亿千瓦，凸显供需风险。在此背景下，储能成为平衡供需的核心手段，其充放电时长与效率直接决定调峰能力，应对波动与错配需更长周期。

在电价机制引导下可以清晰看到储能需要补位关键时段，这也是为什么长时储能需达到4-6小时甚至更长的原因。若放电不足，高峰后期易出现缺口引发连锁风险。2023 年，山东省在调整电价策略的同时，发布《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，明确要求长时储能功率放电时长不低于 4 小时；河北省 2024 年发布的政策中，特意设置日间 3 个低谷时段，引导储能在午间充电，以更好匹配新能源发电出力与负荷需求。

但当前长时储能发展仍存明显短板：年初国家能源局数据显示，4 小时以上项目占比不足 16%，平均时长仅 2.3 小时，与新能源高渗透、负荷增长需求形成极大反差。为此，国家多部门密集出台政策推动长时储能技术应用，也为行业突破指明方向。