电价收费标准2024年是多少？

电价收费标准2024年是多少

诉诸利益，而非理性。引子：一减一增2023年的光伏行业，可以用两个数据来大致刻画。第一个数据，是组件价格持续下跌。以国内价格来看，从去年底的 2元/W 腰斩至目前的 1元/W。接下来具体说说

建议收藏！2024年各省分时电价时段图来了...

一、相关概念

1、尖峰、高峰、平段、低谷、深谷

电力公司根据企业、用户等不同时间段的用电需求设定的概念。不同时段的电价会有差异，这些不同的电价 旨在鼓励用户在非高峰时段多用电，在高峰段控制用电量避免电网过载，从而达到平衡电网负荷，提高电力资源利用效率的目的。

2、单一制

无论用电量多少均是一个单价，每月应付电费与其设备容量和用电时间均无关。通常 适用于企业、农村等电力需求较小且类型相对统一的地方 。

3、两部制

由基本电价、电度电价两部分构成 。基本电价是指按用户变压器或最大需量计算的电价；电度电价是指按用户实际用电量计算的电价。 两部制电价中基本电价反映了电力成本中的容量成本，而电度电价反映了电能成本。

二、各省分时电价时段图

2024年1月全国各省电价峰谷价差汇总

峰谷电价也称“分时电价”，是将一天划分为高峰、平段、低谷等多个时段，根据各时段的用电需求和供电成本，制定不同的电价水平。分时电价机制可以有效优化用电负荷的分布，平衡用电高峰和低谷的压力。同时，分时电价的优化是影响用户侧储能经济性的重要因素，新电价机制不仅有利于促进新能源消纳和储能市场发展，对实现碳达峰、碳中和目标也具有积极意义。

近日，全国大部分地区已公布2024年1月电网代购电价，主要概况如下：

现有19个地区的最大峰谷价差超过 0.7元/kWh ，前三位分别是 广东省（珠三角五市）、江苏省和湖北省，最大峰谷价差分别达到1.3053元/kWh、1.1414元/kWh和1.0693元/kWh。

整体来看，有18个地区最大峰谷价差较上个月有所减小，其中福建（福州、厦门、莆田、宁德）、云南和蒙西缩小比例在10%以上。

2024年1月大部分地区仍处于冬季用电高峰期，仍有多达19个地区执行尖峰电价。

各省储能充放电次数（2h）：

2024，电价要变了

引子：一减一增

2023年的光伏行业，可以用两个数据来大致刻画。

靠前个数据，是组件价格持续下跌。以国内价格来看，从去年底的 2元/W 腰斩至目前的 1元/W。价格下跌的最大贡献因子，来自于最上游的多晶硅料价格雪崩。

第二个数据，是新增装机一路飙升。以国内数据来看，有很大的概率，会从去年的 87GW 翻倍增长至 170GW 以上。装机增长的最大贡献因子，来自于成本下降所带来的电站投资收益率提升。

一减一增的背后，光伏行业的发展又来到了新的十字路口。

这一次，如何破局？

价格杠杆

要想看清楚当下，往往需要我们把视角拉远，来看一看一路走过的历程。

早期的光伏行业，和任何一个新兴产业一样，离不开政策和资本的大力扶持。对光伏行业来说，政策扶持的核心，在于引入价格激励，好让产业资本能把账算过来。

于是，财政补贴隆重登场。通过大幅增加发电收益，让原本毫无经济性可言的光伏组件制造，一下子变得利润丰厚。产业资本闻风而动，资本开支持续增大，逐渐培育起规模化的制造产能。

规模经济，可以说是现代经济最重要的范式。一旦产业的规模不断扩张，企业就更愿意为未来着想，体现为产线的升级，以及研发的投入。与此同时，上下游企业也更愿意做产业链配套，原辅材料的供应日趋完善。

具体到产业层面，体现为技术的进步，流程的优化，管理的增效，品类的扩张，产能的扩大，等等。最终的结果，则是终端产品在品质提升的同时，单位成本却不断下降。

成本的不断下降，意味着新兴产业逐步走向成熟，自然所需的财政补贴越来越少。当临界点来临的时候，主流企业就具备了市场化竞争的实力，真正开始了“星辰大海”。

新兴产业的规模扩张，对于政府来说，意味着未来可实现的税基扩大。因而，如果折现后的未来税基超过了此前的补贴投入，对于政府来说，其财政激励的行为，就具备了经济合理性。更不用说，由此带来的经济体量增长，就业岗位增加等经济社会效益。

到了这里，政府的财政补贴，就变成了撬动新兴产业发展的价格杠杆。

新的瓶颈

现如今，随着组件价格的下跌，光伏电站的发电成本，在我国即使是日照最不充足的云贵等地区，也已经低于燃煤发电上网电价。可以说，仅考虑单纯的价格因素，光伏发电已经具备了足够的竞争能力。

今年光伏装机的翻倍增长，可以说与此因素息息相关。

那是不是从此之后，光伏装机就会一马平川，持续高增呢？

这个时候，隐藏的拦路虎，变得越发凸显。与所有复杂系统一样，边界条件在未触达之前，并不容易感受到它的约束作用；而一旦触及，约束的刚性就会呈现出来。

传统电力系统，从本质来讲，有三大要素：

• 发电侧（源）：也就是电厂。
• 传输侧（网）：也就是电网。
• 用电侧（荷）：也就是电力用户，包括农业、工商业、大工业、居民。

良好的电力系统运行，需要通过电网控制技术，来保证电厂发电与用户用电的供需匹配。火力发电的好处在于，其启动、出力和停机，虽然有延时，基本上可以做到交互级别的响应。区域用电的增长，可以通过建设新增机组，来予以满足。

随着全球对于温室气体排放所引发的气候变化的日益重视，各国政府在过去数年，陆续出台“碳达峰·碳中和”路线图，逐步提高以风电和光伏为主的可再生能源的使用，以期在未来逐步替代化石能源。

在这样的时代背景下，新型电力系统应运而生。所谓“新型”，就是要适配发电侧（源）以及用电侧（荷）的重大变化，提升电力系统的智能与柔性。这些变化包括：

• 发电侧（源）：既有集中式大电站，又有分布式小电站，甚至户用小电源。更重要的是，可再生能源发电具有内生的不连续、不稳定的特点。
• 传输侧（网）：从单向（电厂到用户），走向双向（用户也是电源）。
• 用电侧（荷）：充电桩等新型终端。
• 存储侧（储）：电力过剩时充电，电力短缺时放电。

风电与光伏，作为可再生能源的主力，其发电天然地具有高波动、不稳定的特征。比如，风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。

尽管通过电网调度，位于不同时区，以及不同形式的可再生能源发电，可以在一定程度上缓和发电与用电之间的矛盾，但从整体而言，必须有足够的、可以灵活调度的电力供给，才能系统性解决高波动供给与多样化需求之间的错配。

候选方案

看懂了新的瓶颈所在，下一个问题自然是： 在新型电力系统中，谁来担纲灵活供电的角色呢？

我们看到了如下几类候选。

首先，是水力发电。水电站通常拥有巨大的蓄水容量，可以在库容允许的范围内灵活地增加或者减少出力。

其次，是抽水蓄能。类似于水电站，通过电力过剩时耗电蓄水、电力短缺时放水发电，抽蓄电站可以提供容量范围内的灵活消纳与供给能力。

再次，是新型储能。比如，西北缺水地区，可以建设光热发电，通过熔盐吸纳一部分日间热能，用于夜间发电。与此同时，随着锂电池价格的下跌，电化学储能的经济性逐步提升，其应用也在快速增长。

尽管有多种候选方案，然而在当下，最大的问题是，所有方案的体量都不足。换句话说，远水解不了近渴。

于是乎，目光自然转回了当下的发电主力——煤电厂。基本的思路是：风光高峰时，煤电少出力；风光低谷时，煤电多出力。通过灵活性改造，煤电厂在其他候选方案成熟之前，还可以充分发挥余热。

这样做，还有一个附加的好处。原本由煤电占据的电网通道，随着风光发电占比的提升，可以逐步让出来。这在相当程度上，也节约了电网的资本开支。

由此，煤电的角色，就由发电的主力，逐步转换为电力灵活性调节的主力。

容量电价

煤电的转型，看起来很美好。问题是， 煤电厂为什么要这样做呢？ 换句话说， 煤电厂退二线的积极性，从哪里来？

我们知道，燃煤发电的成本结构主要包括两个部分：

• 固定成本：发电机组及厂房的固定成本折旧，以及财务费用等；
• 运行成本：主要是发电机组运行时的煤耗，以及人工费用等。

在煤电转型的过程中，必然伴随着发电机组的实际运行小时数的逐步走低，这相当于制造业的产能利用率下降。发电量减少，而固定成本不变，那么煤电厂面临的营收压力就会增大。

与此同时，我国正在进行电力市场化改*，现如今煤电机组全部参与市场交易，收益方式从相对稳定的按计划核定方式全面转为市场交易方式。随着风电、光伏占比的快速提升，以及发电成本的逐步下降，煤电上网价格面临着强有力的竞争。

上网电量减少，上网电价下行，固定成本不变，意味着煤电利益的全方位受损。然而，其作为电力容量供给保障的基础性作用，又不可替代。很显然，又到了政策发力的时点。

查理·芒格曾经说过一句很经典的话：“ 想要说服别人，请诉诸利益而非理性。 ”

小到身边琐事，大到能源**，莫不如此。于是，针对煤电的容量电价机制，前不久正式出台。

容量电价的本质，是通过理顺成本-价格机制，来平衡煤电的双重角色。

通过容量电价，煤电实现了有效的容量成本回收，有利于引导机组改造、在适当位置建设投资及规划对应的发电容量，进而保障电力系统长期投资的容量充裕度和灵活性。

值得一提的是，《通知》中首次提出了煤电机组固定成本的全国统一标准，为 330元/kW·年。在此基础上，各地根据具体情况设定回收比例。2024-2025年度，多数地方设定比例为 30% 左右，并在随后的年度逐步提高。

这样做的指向意义在于，作为电力容量的保障性供给方，煤电理应具备基本的财务回报，即使它少发电、甚至不发电。

后记：新的开始

从更长远的角度来看，容量电价的出台，实际上是新型电力系统理顺价格体系的开始。

通过容量电价和电量电价的解耦，两类不同性质的电力供给，即保障性容量供给与实时性电量供给，均获得了相对应的价格信号。

风电、光伏等新能源发电，偏重于实时性电量供给，在获得上网优先权的同时，将更多地接受电量电价的指导。

煤电等传统化石能源发电，偏重于保障性容量供给，在让出上网优先权的同时，也获得额外的容量电价的保护。

与此同时，抽水蓄能与新型储能，既会得到容量电价的保护，也能在电量电价的分时波动中收获价差。

就在容量电价出台的同时，先后看到了下面两条消息：

把这三项政策结合起来看，可以清晰地看出，国家正在逐步建立起，与新型电力系统的未来发展路径相适应的激励机制。

以上就是电价收费标准2024年是多少？的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！