系列 02 EP05 · 2026.07.23 · 同步至微信公众号、头条贴图号、百家号、小红书

分时电价合同签的是峰段，市场给的是谷价

午间从峰段变成平段甚至谷段，合同绑定的不是稳定的商业参数，而是电价和时间的对应关系——这个关系已经被光伏系统性重构了。

#工商业储能 #EMC合同 #分时电价 #时段调整 #合同风险

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一句话结论

固定时点型条款 vs 参照型条款——两种写法，在电网调整时段划分时，一个指向纠纷，一个指向稳定。大部分早期EMC合同选了前者。

这个坑长什么样

财务总监把最新的电费结算单和EMC合同并排放在桌上。

电费单上，午间电价已经连续三个月低于0.4元。合同附件一里，白纸黑字印着：“10:00-14:00为峰段，放电价差按0.9元/kWh结算。”

同一度电，市场给的是谷价，合同算的是峰价。投资方按合同开出分成账单，业主方看着电费单上的实际收入——两边的差额，每个月都在扩大。

这不是市场出错了，不是电网针对谁，也不是哪个部门拍脑袋改了政策。这是一个三年前签下的合同条款，撞上了中国电力系统正在发生的一场结构性变化。而这场变化的源头，是光伏。

这个坑怎么来的

一、不是电价变了，是电价和时间的对应关系被重构了

讨论”峰谷时段漂移”之前，需要先厘清一个被行业普遍混淆的基本概念：电网公司调整的不是”电价水平”，而是”时段划分”。

分时电价的构成是两层结构：底层是基础电价，即目录电价或市场化交易电价，这是电的能量价格；上层是时段系数，即电网根据系统负荷特征，将一天划分为尖、峰、平、谷等时段，不同时段对应不同的电价浮动系数。

当光伏渗透率大幅提升后，首先被改变的不是基础电价，而是负荷曲线。午间光伏大发，大量零边际成本电量涌入，将高成本机组挤出调度序列，电力供给从紧张变为过剩。负荷曲线在中午塌下去一个深坑。

电网公司面临的选择不是”要不要降电价”，而是”要不要把午间继续叫作峰段”。如果继续叫峰段，分时电价就失去了引导用户错峰用电的功能——一个供给过剩的时段，为什么要引导用户少用电？所以调整的必然是时段划分本身。

这意味着什么？意味着合同里写的”峰段放电，价差0.9元”，这九个字同时绑定了两个相互独立的变量：一个是物理钟点的标签——峰段在几点到几点；一个是价差的数值——0.9元。当电网调整时段划分时，标签被撕掉了，价差对应的钟点变了。合同锁死的不是一个稳定的商业参数，而是一个已经不复存在的对应关系。

这才是”时段漂移”的专业本质：不是电价变了，是电价和时间的对应关系被系统性重构了。

二、光伏如何改变了这个行业的底层假设

中国光伏装机的增速，已经超出了五年前任何一个电力规划模型的预测上限。

2024年底，全国光伏累计装机容量突破800GW。在山东、河北、河南等省份，光伏装机占比已超过全省电源总装机的40%。午间光伏出力高峰时段，全省电力供给的50%以上来自光伏。

光伏发电的边际成本为零。在电力现货市场的出清机制中，零成本电量的大量涌入，会将高边际成本的机组挤出调度序列，导致现货价格大幅下跌。当这种现象从偶然变成常态，午间的电力供需格局就被永久改变了。

从电网公司的视角看，分时电价的核心功能是价格信号引导：峰段高价抑制用电，谷段低价鼓励用电。当午间从负荷高峰变成供给过剩时段，继续维持其”峰段”标签，等于向市场发出错误信号——引导用户在供给过剩时段减少用电，而在真正紧张的晚高峰时段增加用电压力。

这就是为什么山东在2023年率先将午间划为深谷时段，浙江在2024年压缩了午间峰段时长，江苏、河南等省份也在跟进调整。这不是偶发政策波动，而是光伏高渗透率下分时电价体系的系统性、不可逆的重构。

这个行业的底层假设已经被改写了。五年前签EMC合同时，所有人都默认”午间是峰段”。这个默认成立了几十年，但它成立的前提是——电力系统的主力电源是火电，午间是工业负荷高峰。当光伏成为主力电源之一，这个前提就消失了。

三、两种合同写法，两种命运

类型一：固定时点型条款——指向纠纷

典型表述：“乙方储能系统在每日10:00-14:00放电，按峰段电价结算，价差按0.9元/kWh计算。“或者更隐蔽的写法：“储能放电执行峰段电价，峰段时间详见附件一。“附件一里印的是签合同时电网公司公布的当期分时电价表，上面有具体的钟点和价差。

法律性质分析：这是一个固定给付条款。双方约定的给付标准不是一个可随外部环境变化而更新的变量，而是一个在签合同时就被锁死的具体数值——无论是钟点还是价差。

当电网公司调整时段划分，将10:00-14:00从峰段改为平段或谷段后，合同约定的给付基础已经事实上消失。但条款本身没有提供任何调整机制。此时会出现什么情况？

投资方的结算系统仍然在按合同条款运行：只要是10:00-14:00放的，就按峰段0.9元计算收益。业主方收到电费单后发现，电网实际结算的午间电价只有0.4元，而投资方按0.9元开出分成账单。业主方拒绝支付差额部分，投资方主张按合同执行。双方各有依据，僵持不下。

这是合同条款制造出来的纠纷，不是市场制造的纠纷。市场已经把价格信号更新了，是合同拒绝同步更新。

类型二：参照型条款——指向稳定

典型表述：“乙方储能系统在电网公司当期公布的峰段时段内放电，收益按当期有效分时电价政策规定的峰谷价差计算。本合同任何条款中出现的’峰段’、‘平段’、‘谷段’等术语，均以结算时点电网公司现行有效政策文件的定义为准。”

法律性质分析：这是一个参照性条款，在民法上属于”援引性约定”——双方约定的给付标准指向一个外部变量，即电网公司公布的当期分时电价政策。这个外部变量是动态更新的，合同条款本身不需要修改，结算自动跟随政策变化。

当电网公司将午间从峰段调整为平段时，合同里的”峰段”自动指向新的峰段时段——可能是早高峰和晚高峰。储能系统的放电策略相应调整，收益按新时段的实际价差结算。收益可能下降，但合同关系稳定，不存在条款层面的争议。

同样是光伏引发的时段调整，两种写法指向两种完全不同的未来。类型一的项目，合同本身成为争议的源头；类型二的项目，合同成为吸收政策冲击的缓冲器。

类型三：混合型条款——最隐蔽的陷阱（实务中最常见）

还有一种更危险的写法，在早期EMC合同中大量存在：

“乙方储能系统在峰段放电，收益按本合同附件一的分时电价表结算。”

这句话前半句是参照型的——“在峰段放电”，峰段的定义应该随电网政策更新；后半句是固定时点型的——“按附件一”，附件一是签合同时那张已经过期的旧表。

当电网调整时段后，投资方主张按附件一执行（因为旧表的峰段包含了午间，价差更高），业主方主张按电网当期政策执行（因为午间已经不是峰段了）。双方都能从同一句话里找到支持自己的文本依据。

这不是合同没写清楚，是写了一个内部逻辑不自洽的条款。它把一个本该明确的结算基准，变成了一个必须通过诉讼或仲裁才能厘清的歧义。而在这个歧义被解决之前，项目的收益结算已经事实上停摆了。

四、现货市场：一个更深的鸿沟

上述讨论还在目录分时电价的框架内。但对于已经进入电力现货市场长周期试运行的省份，还有一个更根本的问题：目录分时电价本身，正在失去对实际电价的参照意义。

在现货市场连续运行的省份，储能实际充放电的电价不是目录分时电价，而是现货市场的节点边际电价。两者的差异有多大？以某现货省份2024年实际运行数据为例：

目录分时电价框架下，午间峰段电价约1.0-1.2元/kWh，低谷约0.3元/kWh，理论峰谷价差0.7-0.9元。但在现货市场中，午间因光伏大发，节点电价长期处于0.2-0.4元/kWh区间；晚高峰因光伏退出、负荷攀升，节点电价可达1.0-1.5元/kWh。实际价差可能仍有0.8-1.1元，但两个关键变量变了：

第一，低价窗口的时间分布变了。目录电价模型假设峰段有4小时连续时间，储能可以稳定4小时满放。现货市场中，午间低价窗口可能只有2-3小时，晚高峰高价窗口可能仅1-2小时，且每天的具体时间不同。储能可捕获价差的小时数显著减少。

第二，结算基准本身变了。合同里写的”按目录峰谷价差结算”，但实际走的是现货价格。这是两套不同的价格体系。目录价差是行政定价，现货价差是市场定价。两者的波动特征、季节差异、极端值分布完全不同。如果合同绑定目录价差作为结算基准，而实际充放电走的是现货市场，那么合同约定的”价差”和实际可获取的”价差”之间，存在一个结算基准的系统性偏差。

这个偏差不是几厘钱的计算误差。在现货市场运行成熟的省份，它足以把一个IRR 12%的项目拖到6%以下。

五、影响量化：不是风险，是已经兑现的损失

以一座10MWh储能电站为例，合同签订时绑定午间4小时峰段放电，约定价差0.9元/kWh，年理论放电收益约120万元。

政策变化阶段	午间时段属性	实际结算价差	年放电收益	收益降幅
合同签订时	峰段	0.9元/kWh	≈120万元	—
时段调整为平段	平段	0.4元/kWh	≈53万元	-56%
时段调整为深谷	深谷	0.2元/kWh	≈27万元	-78%
叠加现货市场偏差	深谷+现货低电价	0.15元/kWh	≈20万元	-83%

合同还是那份合同，设备还是那些设备，放电量还是那个放电量。收益从120万跌到20万，不是因为谁的决策失误，不是因为设备性能衰减，而是因为合同条款在设计时做了一个选择：绑定钟点，而不是绑定价格信号。

条款重构：四个必须写入合同的机制

第一条：结算基准的动态参照——让条款成为一个指针

错误写法：“储能放电执行峰段电价，价差0.9元/kWh。""峰段时间见附件一。”

正确写法：

储能系统充放电收益的结算基准，为电网公司当期有效分时电价政策所规定的峰谷价差。本合同任何条款中出现的”峰段”、“平段”、“谷段”、“尖峰”等术语，均以结算时点电网公司现行有效政策文件的定义为准。

电网公司调整分时电价政策（包括但不限于调整时段划分、浮动系数、电价水平等）的，自新政策生效之日起，双方结算自动同步执行，无需另行签订补充协议。

第二条：现货市场的识别与切换——给未来留一扇门

若项目所在省级行政区进入电力现货市场长周期连续结算试运行，且现货结算电量占项目总充放电量的比例连续【6】个月超过【50%】，双方同意将储能收益结算的基准，由目录分时电价变更为现货市场加权平均节点电价。

变更后结算公式：放电收益 = Σ（放电小时现货节点电价 × 放电量）- Σ（充电小时现货节点电价 × 充电量）- 输配电价及政府性基金附加。

触发条件满足后，双方应在【30个工作日】内完成结算模型的核对与切换。逾期未完成切换的，暂按原结算方式执行，但差额部分应在切换完成后【15个工作日】内一次性追溯调整。

第三条：收益偏离的定期评估——给问题一个被摆上桌面的机会

每个合同年度结束后【45个工作日】内，双方应对上一年度储能系统实际收益进行联合评估。若因电网分时电价政策调整或现货市场结算规则变化，导致年度实际收益低于可研报告预测收益的【80%】，双方应启动协商程序。

协商内容包括但不限于：调整收益分成比例、启动保底收益机制、修改放电策略、调整合同期限。任一方可提议引入第三方独立评估机构，对收益偏离原因及责任归属出具专业报告。协商期为【60个工作日】。逾期未达成一致的，按本合同争议解决条款处理。

第四条：分省特别条款——对已知风险的事先定价

对于山东、浙江等已明确调整午间时段的光伏大省，或项目所在区域光伏渗透率已超过30%的，建议增加特别条款：

双方确认，本合同签署时已充分认知到：项目所在区域光伏装机规模持续增长，可能导致午间时段电价出现结构性下行。双方同意将此风险在合同中做如下事先分配：

（1）若电网公司将午间【11:00-14:00】任一时段调整为平段或谷段，储能系统在此时段内的放电收益，自动按调整后的时段电价结算，不适用本合同签署时的峰谷划分。

（2）因前述调整导致年度收益低于可研预测值【80%】的，收益分成比例自动从【XX%:XX%】调整为【XX%:XX%】，直至年度收益恢复至预测值的【90%】以上。