2024年3月27日，湖北省发改委发布《工商业分时电价机制调整方案》。新分时电价方案重新划分时段区间，有意解决原分时政策下湖北区域电力市场现货电价“峰段不峰、谷段不谷”的不足，更真实地反映湖北区域用电曲线，促进湖北省新能源电量消纳，推动工商业用户用电成本总体下降。
截至2023年底，新能源装机在湖北区域的装机占比已超30%，其中光伏电源装机已达到2206.29万千瓦，装机占比达22.38%，累计年发电量226.35亿千瓦时，光伏电源在区域市场中已初具规模，湖北区域电源侧水、火、新能源三分格局形成，全社会用电水平无明显提升，燃煤机组区域定位逐渐由主力发电机组向辅助性机组角色转变。新能源大发期间，尤其是午间光伏大发期间，燃煤机组将腾出绝大部分发电空间，维持最小出力水平，为新能源电量消纳让位。燃煤机组负荷的降低，新能源负荷的快速提升，极大增加了电网系统运行的不稳定性因素。为平抑高额新能源装机带来的系统波动隐患，燃煤机组需要拿出更高的备用容量空间为新能源电源兜底，也极大增加了区域调度难度。
在原分时电价政策中，峰段时间与以光伏为主的新能源大发时段刚好重叠，6个小时的峰段时间内，真正能给燃煤机组按照峰段电价发电的空间很少，峰段期间燃煤机组经历的是“量价双损”的严峻局面，为燃煤机组的实际经营带来了很大压力。原先湖北新能源占比不高，尤其是光伏容量较小，对区域电力供给格局影响不大，未对燃煤机组为主的区域供电主力角色形成颠覆性的影响，燃煤机组的基本收益虽然受损但不至于伤到根基，但随着光伏装机的极速攀升，区域燃煤机组市场定位的悄然改变，已不得不对原有的分时电价政策做出调整，减小新能源装机对燃煤机组的冲击，进而确保区域电网的安全稳定。新分时电价政策调整了峰谷时段，原先新能源与煤电“针尖对麦芒”的对位冲突现象得以缓解。
湖北分时电价新政主要变化及特点
新分时政策主要针对以下几个方面进行了调整：
一、是对尖、峰、平、谷四个时段的时段区间做了调整，各时段系数目前仍然保持不变。变化最为明显、产生影响最大的是将原来9：00-15:00作为高峰时段的6个小时调整为平段和低谷时段，其中午间光伏大发的12：00-14：00设置为谷段，其他日间4个小时设置为平段。在原高峰时段，工商业用户时段综合用电均价由原6小时峰段电价变更为4小时平段电价和2小时谷段电价，时段电价水平整体降幅约44%。
二、是新政策16个小时“连续平谷”（谷段00:00-次日6：00、平段6:00-12:00、谷段12:00-14:00、平段14:00-16:00），8小时“连续尖峰”，峰谷时段衔接更为顺畅更为合理，有利于企业保持生产连贯性，减少设备启停次数，实现节能降耗。
三、是夏季（7、8月）20:00-22:00设置为尖峰时段；其余季节尖峰时段前移两个小时，尖峰时段变为18:00-20:00。由于湖北特殊的气候和资源状况，从多年的负荷曲线来看，夏季晚高峰出现时间较其他季节滞后，对尖峰时段进行季节性差异设置，精准体现不同季节负荷特征，提升分时电价政策执行效果。
四、是本次政策调整后，参与分时电价倍率浮动的只有上网侧购电价格、上网环节线损费用这两个部分，输配电价、系统运行费、政府性基金不参与分时电价倍率浮动。仅两部分电价参与倍率浮动，缩小了峰谷价差，对工商业用户而言，分时电费波动影响对其成本构成的影响减弱，更便于工商业用户根据自身行业特点和生产订单需求有序组织生产，减少中间成本。
分时电价调整对相关市场主体的影响
在新的分时电价政策下，预计用户侧储能建设经济性效益性提高。用户侧储能由政策调整前“谷充峰放”“平充尖放”模式拓展为“谷充平放”“谷充尖放”的“两充两放”运行模式，总体价差空间有所拉大。初步测算储能电站整体峰谷价差收益全年平均提升约3%，一定程度上可提升储能产业盈利空间。
“新能源+储能”模式中，基本可以分为“风储融合”和“光储融合”两种模式。湖北区域对风电电价执行的是峰谷分时电价政策，而光伏执行的是单一电价政策。对“风储融合”模式来说，储能的“两充两放”运行模式未变，但充放时段发生了改变，充放差价的提升能利好风储融合模式。对“光储融合”模式来说，储能运行模式由原“两充两放”变更为“一充一放”，充放频次缩减但充放利差放大，想要在“光储融合”模式中获利，储能容量的权重属性提升，高容量储能商在新分时政策中的获利能力提升，而低容量储能商的获利能力则受到了一定程度的削减。
“新能源+储能”模式的收益与可能性分析
分时电价的调整，对于新能源消纳和储能影响各异，叠加未来新能源全面入市的趋势，新能源盈利承压已不可避免。
今年3月，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》出台，对于可再生能源电量，电网企业不再照单全收，而是变为了部分电网买单，部分市场交易消纳，市场交易消纳不掉的富余电量不计入弃电率。
从保障性消纳逐渐走向市场化消纳，新能源电站产出的电量不再享有“旱涝保收”的红利，为了企业经营需要，新能源电站必然会加大“产品销路”拓展，而见效最快的方式就是在现货交易中低价抢量。在湖北省新的分时电价政策下，相当于原电网买单部分的电价因峰谷时段调整而下降，同时市场交易消纳的部分也会因为“抢不到中标电量”的恐慌出现价格探底，双重重压之下，新能源电站单一电量销售盈利模式的弊端愈发凸显。
新形势下，“新能源+储能”模式是否可以成为新能源与储能实现双赢的一条出路呢？笔者认为，具备高容量储能能力的独立储能商与新能源电站的强强联合，将会是新政策下双方共赢的一条发展之路。
在新分时电价下，连续16小时的平谷低价区间，能够有效降低工商业用户用能成本，势必会诱导工商业用户主动调整生产安排，变更负荷曲线，将更多的可调控负荷集中在平谷时段释放，进而提升
00:00-16:00期间整体用能负荷水平。午间需求侧用能上限的提升，可以有效缓解光伏新能源电源在午间大发期间的弃光问题，一定程度上保障了新能源电量的消纳。
风储融合项目在新分时电价下因利差增加而暂获政策性红利，而光储融合项目，由于光伏发电单一电价的收购政策，其盈利思路与风储融合相比，则有较大区别。
集中式光伏项目的营收思路，当前仍集中在绿电、绿证交易中获取环境溢价收益以及和独立储能商合作，分享独立储能商参与现货市场的收益分成等模式中。而独立储能商参与湖北区域现货市场目前仍处于鼓励阶段，尚未真正经历交易结算等整个市场闭环，暂不做详述。
分布式光伏项目当前主要的盈利模式有三种，即“自发自用”“自发自用余量上网”“全额上网”。从“自发自用”项目类型来分析，其中又分为工商业用户自建的“自发自用”分布式光伏、工商业用户+第三方合作的“自发自用”联合分布式光伏项目等实践类型。对于联合分布式光伏项目而言，新分时电价政策下，独立储能商同样能够与工商业用户形成“谷充平放”“谷充尖放”的“两充两放”运行模式，同时峰谷利差的增加也提升了双方的利润分成空间，进而实现储能商盈利提升，工商业用户降本效果提升的双赢局面。
但在具体实操方面，由于受区域性相关政策约束影响，“新能源+储能”的实际盈利能力可能达不到理论计算的市场预期，但无疑给经营日渐困难的新能源产业提供了一条新的盈利思路。
