11月29日，山西省发改委发布公开征求《关于完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告，意见稿提出鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时序降低用电成本。根据山西省电力系统峰谷差率、新能源消纳和系统调节能力等情况，将峰谷价差调整为3.6：1，即高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮55%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。
每年冬、夏两季对大工业电力用户实施尖峰电价政策，其中冬季1月、12月17:00-20:00；夏季7月、8月18:00-20:00为尖峰时段，尖峰时段电价在峰时段电价基础上上浮20%。
原文如下：
关于完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）
各市发展改革委，国网山西省电力公司、山西地方电力有限公司：
根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）要求，为充分发挥分时电价作用，更好引导用户削峰填谷，服务新能源为主体的新型电力系统建设，保障电力安全稳定供应，现就进一步完善我省分时电价政策有关事项通知如下。
一、明确分时电价执行范围
除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户（包括一般工商业和大工业用电）。
二、优化峰谷时段划分
根据我省电力供需状况、系统用电负荷特性、可再生能源发展和季节性负荷变化等情况，将现行峰谷时段优化调整为：高峰时段08:00-11:00、17:00-23:00；低谷时段00:00-07:00、11:00-13:00；平时段07:00-08:00、13:00-17:00、23:00-24:00。
三、适当扩大峰谷价差
根据我省电力系统峰谷差率、新能源消纳和系统调节能力等情况，将我省峰谷价差调整为3.6：1。即高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮55%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。政府性基金及附加、容（需）量电价不参与浮动。
四、实施季节性尖峰电价
每年冬、夏两季对大工业电力用户实施尖峰电价政策，其中冬季1月、12月17:00-20:00；夏季7月、8月18:00-20:00为尖峰时段，尖峰时段电价在峰时段电价基础上上浮20%。
五、继续执行现行居民分时电价政策
我省居民生活用电分时电价仍按我委《关于居民用电试行峰谷分时电价政策的通知》（晋价商字〔2015〕357号）规定执行。
六、明确市场化用户分时电价执行方式
参与市场交易的发、用电企业，在中长期交易合同签订时，应同时申报用电曲线、分时段电量电价，以反映发、用电曲线特性和分时价格差异。市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，以及峰谷电价差低于我省分时电价政策规定的，结算时电力用户购电价格按本通知规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。参与现货市场的电量按现货市场规则执行，但要合理设定限价标准，促进市场形成有效的分时电价信号。电网代理购电用户用电价格（含输配电价）暂按本通知规定的峰谷时段划分及浮动比例执行，随保量保价优先发电电量市场化情况，逐步过渡到按市场规则申报用电曲线及分时段电量电价。
七、保障措施
（一）鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时序降低用电成本。
（二）中长期市场形成的有效分时段电量电价以及电力现货市场电量电价结算时，输配电价不参与浮动。省电力公司要会同山西电力交易中心加快推进计费系统配套调整和分时计量装置安装调试，按要求对中长期市场申报用电曲线、分时段电量电价进行校核，确保分时电价政策与电力市场有效衔接，以充分发挥分时电价信号的引导和促进作用，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。
（三）电网企业要密切跟踪我省电力供需结构、系统峰谷特性、新能源发展和系统调节能力等情况，按时统计政策执行情况，定期分析执行效果，单独归集、独立核算分时电价（含尖峰电价）收入，产生的盈亏在下一监管周期输配电价核定时统筹考虑。相关情况于每季度结束后15日内报告我委。我委将及时跟踪评估，并对时段划分、浮动比例进行动态调整。
（四）各市发展改革委要会同电网企业采取多种形式准确解读分时电价机制，宣传分时电价机制在保障电力安全供应、促进新能源消纳、提升系统运行效率等方面的重要作用，争取各方理解支持，加强舆情监测预警，及时回应社会关切，确保分时电价机制平稳实施。
（五）各地不得自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围，严禁以优化分时电价执行方式为名变相实施优惠电价。
本通知自2022年1月1日起执行。现行政策与本通知不符的，按本通知规定执行。执行中遇到的问题请及时报我委。
