到2022年底，我国可再生能源发电装机达12.13亿千瓦，占总发电装机容量的47.3%，同比上涨2.5%。传统的“源随荷动”平衡方式转变为“源荷互动”，亟需从电力系统各环节激发保障灵活性资源供应。

由于发电侧新能源发电出力随机性、波动性强，预测难度大，与传统基于常规电源划分的峰谷时段不匹配，因此，在时段划分上部分省市增加了日间低谷时段，甘肃将谷时段全部放在了白天，山东还按季节划分了深谷时段。

同时，随着电力市场化建设，市场交易价格曲线受新能源出力等因素影响存在价格波动较大、峰谷电价倒挂等现象，导致与传统峰谷分时电价时段划分上存在错位，分时电价需进一步优化峰谷时段，促进计划与市场价格体系有序衔接，形成市场驱动促进可再生能源消纳。

电网侧负荷峰谷特性变化，利于削减尖峰的电价机制尚未全面建立。各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，部分地区年峰荷逐年攀升，屡破历史最高水平，保障电力系统安全稳定运行面临更大挑战。

然而，全年实际负荷超过最大负荷97%的时长不多，对应的电力容量长期处于闲置状态，有效地削峰将减少系统投资及维护支出。分时电价体系设立初期就已经考虑了缩减峰谷差的整体目标，期望有效缩减为极小部分尖峰负荷而产生的大量传统电厂和电网投入。

目前，尖峰电价机制尚未全面建立，为此，多数省市设置了尖峰时段，其中大部分根据季节性设定，但要更好地适应电力系统峰谷特性变化等新形势，分时电价还需要进行持续的调整与优化。

用户侧市场机制有待完善，分时电价激励新市场主体发展作用有待提升。分时电价体系在制定之初并没有考虑分布式能源、电动汽车等能源领域新元素的出现与发展，以往的峰谷价差激励作用不够明显，无法为风电、光伏、新型储能等系统调节能力提供更大空间；无法兼顾系统峰谷差相对小的地方，造成不必要的峰谷电价价差拉大，影响用户正常用电。

顺应新局势，各省市陆续开始合理拉大峰谷电价价差，高峰与低谷电价比值普遍超过3倍，近半接近或超过4倍，其中山东与河北南网的峰谷价差比更达到5.67倍，呈现出峰价更高、谷价更低的态势。

但从全国整体来看，仍存在时段划分不够准确、峰谷电价价差仍有拉大空间、尖峰电价机制尚未全面建立，以及分时电价缺乏动态调整机制、与电力市场建设发展衔接不够等问题。通过分时电价体系优化后产生的市场空间，能够推动储能技术在能源生产侧和消费侧的快速应用，运用技术的迭代发展和市场的利益驱动，将发展带来的困难通过市场机制加快解决。