最高峰谷价差1.2497元/Wh！10月全国代理购电价格汇总

全国各省市10月电网代理购电价格陆续落地，碳索储能网对各地价格进行系统性梳理。包括从电价执行范围调整及峰谷价差变化，供从业者参考。

峰谷电价执行范围收缩

区域差异持续分化

进入10月后，全国多地正式告别迎峰度夏用电高峰，尖峰、深谷电价执行范围随之大幅收缩。

从当前执行情况来看，仅山东、湖北两省保持执行尖峰电价；广东省采取“高温触发制”，在广州日最高气温达到35℃及以上的高温天，临时启动尖峰电价性。

深谷电价的执行格局同样清晰：山东、浙江、江西三省全面推行深谷电价，上海仅针对大工业用电群体执行；安徽限定执行范围——仅对用电容量315千伏安及以上、执行工商业两部制电价与峰谷分时电价的工业用户开放，且执行时段集中在每年3天及以上的节假日，精准聚焦高耗能行业的错峰用电需求。

峰谷价差两极分化

峰谷价差作为反映电力供需结构的核心指标，在不同电压等级、不同电价机制下呈现出显著差异，具体可分为五大核心场景：

（一）单一制电价（电压不满1千伏）

在此场景下，全国13个省市峰谷价差突破0.7元/KWh，其中海南、广东（珠三角五市）、广东（江门市）三地表现尤为突出，价差均超过1元/KWh，分别达到1.0504元/KWh、1.0258元/KWh、1.0207元/KWh，成为全国峰谷价差最高的区域。与之形成鲜明对比的是甘肃，该场景下价差仅为0.036698元/KWh，为全国最低，区域间差值悬殊。

 （二）单一制1.5倍电价（电压不满1千伏）

在此场景下，浙江与湖南领跑全国，浙江最大峰谷价差达1.2497元/KWh，湖南以1.2462元/KWh紧随其后，两地价差近乎持平。峰谷价差超过0.7元/KWh的地区共8个，包括天津、河北、山东、北京等华北核心省市，凸显出北方地区秋季用电的结构性特征。

（三）一般工商业单一制电价（电压1-10（20）千伏）

在此场景下，共有14个省市峰谷价差超0.7元/KWh，海南是唯一价差突破1元/KWh的地区，具体为1.0203元/KWh，延续了其在低电压等级场景下的高差值优势。

从环比变化来看，甘肃、浙江、青海、天津、山东五地表现活跃，价差环比增幅均超过10%，其中甘肃增幅最高，达44.18%；浙江、青海紧随其后，增幅分别为24.86%、22.68%。而广东各市区因本月取消尖峰电价，价差环比均下降20%以上，成为环比降幅最显著的区域。

（四）大工业两部制电价（电压1-10（20）千伏）

该场景下，峰谷价差超0.7元/KWh的地区共14个，山东、上海、浙江占据前三甲，价差分别为0.9678元/KWh、0.9175元/KWh、0.9154元/KWh，华东与华北地区的工业用电价格差异进一步显现。

在环比变化上，全国18个省市实现价差环比上涨，甘肃再次以44.18%的增幅领跑；青海、浙江增幅超20%，天津、山东、湖南增幅超10%，多地工业用电的价差弹性显著提升。

（五）大工业两部制电价（电压35-110千伏）

10月全国共有11个地区在此高电压等级场景下峰谷价差超0.7元/KWh，山东以0.9678元/KWh的价差成为该场景下的“价差之王”。

综合来看，2025年10月全国各省市峰谷价差呈现“整体偏低”的特征，与往年同期或此前用电高峰月份相比，价差水平明显回落。

从各核心场景数据可见，峰谷价差超过1元/KWh的地区数量极少，这一现象与10月尖峰、深谷电价执行范围大幅收缩直接相关——迎峰度夏结束后，电力供需紧张态势缓解，高电价调节机制的触发频率降低，叠加部分地区取消尖峰电价（如广东），共同导致峰谷价差收窄。

对于工商业用户而言，较低的峰谷价差意味着错峰用电的成本节省空间有所压缩，需结合自身用电负荷特征重新调整用电策略；对储能行业而言，短期内价差收益空间或受一定影响，但区域间价差分化仍为储能项目布局提供了差异化机会。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20251001/50009654.html