第一，本次优化调整峰谷分时电价政策，主要依据全省近3年电力系统净负荷曲线特性、用电负荷、电源结构变化等因素，以保障电力稳定供应和提升新能源消纳为核心，调整高峰时段和低谷时段划分，高峰时段调整主要考虑电力安全供应，引导用电负荷转移，缓解电力供需紧张，低谷时段为全网发电出力最大、供需关系最为宽松时段，鼓励用户调节负荷，增加谷段用电量，提高新能源消纳量。同时，调整后，高峰时段和低谷时段之间各设置两个小时平段时间，作为用电企业调整缓冲时间，便于调度准备及负荷转移。因此，调整后的时段，更加适应电力供需状况，更精准反映电力系统负荷特性，更为有效保障发用两侧利益。

第二，经分析研判，峰谷分时电价政策调整后，发电侧上网电价会略微上涨，主要会影响光伏发电上网电价。对比周边省份，在新能源投资成本大体相同的条件下，我省持续推进资源和产业融合发展，优先保障新能源重大招商项目要素供给，积极承接中东部新能源产业转移，不断优化能源结构，从加强规划引领、加快外送通道建设、优化网架结构、加快调峰电源建设、培育优质用电负荷等各方面着力构建可再生能源高比例消纳体系，努力实现新能源产业规模、效益、质量同步提升，着力打造全国重要的新能源和新能源装备制造基地，发挥新能源综合优势。

第三，针对本次峰谷分时电价政策调整后出现的煤电上网电价略微上涨的问题，为稳定到户电价，我委配套出台省内煤炭出矿环节中长期合同交易价格区间政策。煤炭价格区间实施后，预期可引导煤炭价格在现行水平上每吨至少降低80元，可进一步降低煤电发电燃料成本，引导降低煤电上网电价，稳定到户电价较去年同期降低三分钱基本不变。

第四，具体执行中，电力市场交易主体在签订中长期交易合同时，原则上峰谷价差比例不低于3∶1。参与电力现货市场的交易价格不受此分时电价时段和价差比例约束，按照我省电力现货市场交易相关规则执行。对于2024年已按照原峰平谷时段签订的8-12月份省内中长期交易合同，保持24点量价不变。新增中长期交易合同，执行新的时段。对于居民和电采暖用电，本次政策调整不涉及，继续执行原时段划分。