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江蘇省發展和改革委員會發布《省發展改革委關于進一步做好深化燃煤發電上網電價市場化改革工作的通知》，對工業用電峰谷時段進行了調整，并啟動夏、冬兩季尖峰電價。

根據文件，自2022年1月1日起，對315安千伏及以上的大工業用電實施夏、冬兩季尖峰電價。每年7月—8月，日最高氣溫達到或超過35攝氏度時，10:00—11:00和14:00—15:00，執行夏季尖峰電價，同時將17:00—18:00調整為平期，12月至次年1月，日最低氣溫達到或低于-3攝氏度時，9:00—11:00和18:00—20:00，執行冬季尖峰電價。夏、冬兩季尖峰電價，統一以峰段電價為基礎，上浮20%。

據悉，江蘇省曾于今年10月發布過電價上漲通知，根據江蘇省工業用電峰谷分時電價浮動比例表，高峰時段電價=市場交易購電價格（或電網企業代理購電平均上網電價）*（1 上浮比例），大工業用電高峰時段上浮比例71.96%，可知：大工業尖峰電價=峰段電價*（1 20%）=市場交易購電價格（或電網企業代理購電平均上網電價）*（1 71.96%）*（1 20%）=2.06*市場交易購電價格（或電網企業代理購電平均上網電價）即大工業尖峰時段用電價格為市場交易價格的2.06倍。

2022年1月1日起，多地區電價上浮最高70%

甘肅：高峰時段用電上浮50%

自2022年1月1日起，甘肅省執行目錄銷售電價的居民、農業生產用戶，高峰時段用電標準在平段標準基礎上上浮50%，低谷時段標準在平段標準基礎上下浮50%。

海南：強化峰谷分時電價機制執行

要求強化峰谷分時電價機制執行，包括擴大峰谷分時電價的實施范圍、取消峰期計劃電量政策、完善電動汽車充換電設施峰谷分時電價政策、建立峰谷分時電價動態調整機制、完善市場化電力用戶執行方式等舉措。調整后的峰谷電價政策從2022年1月1日起執行。

江西：高峰上浮50%

高峰時段電價上浮50%，尖峰時段電價在高峰時段電價基礎上上浮20%，低谷電價下浮50%。市場交易電力用戶以當月購電價格（包括電能量交易價格、輸配電價）為基數浮動。政府性基金及附加、容（需）量電價不參與浮動。10千伏及以上工商業及其他電力用戶自2022年1月1日起執行。2024年1月1日起，工商業及其他電力用戶全部執行分時電價。

山西：高峰上浮60%

根據山西省電力系統峰谷差率、新能源消納和系統調節能力等情況，將峰谷價差調整為3.6：1，即高峰時段電價在平時段電價基礎上上浮60%，低谷時段電價在平時段電價基礎上下浮55%，尖峰時段電價在高峰時段電價基礎上上浮20%。每年冬、夏兩季對大工業電力用戶實施尖峰電價政策，其中冬季1月、12月17:00-20:00；夏季7月、8月18:00-20:00為尖峰時段，尖峰時段電價在峰時段電價基礎上上浮20%，自2022年1月1日起執行。

云南：高峰時段上浮50%

自2022年1月1日起執行，確保2022年6月30日前全面執行分時電價政策。分時電價峰谷價差維持現行1.5:0.5，其中，電網企業代理購電的用戶，以電網企業代理購電價格為基準，峰時段電價在平時段基礎上上浮50%，谷時段在平時段電價下浮50%；市場交易電量以當月電能量交易價格為基準，峰時段電價上浮50%，谷時段電價下浮50%；政府性基金及附加、基本電費不參與浮動。

山東：高峰上浮50%，尖峰上浮70%

自2022年1月1日開始，山東省工商業電價在基準價50%~170%之間浮動。其中：高峰時段：上浮50%；尖峰時段：上浮70%；低谷時段：下浮50%，全部現場調整工作應于2022年3月31日前完成。

長期以來，我國“市場煤、計劃電”的格局使得煤電博弈一直存在，在“雙碳”目標壓力下，今年煤價上漲使得這一矛盾更為突出。煤炭供不應求帶動了電價上漲，但煤炭的保供穩價卻并未帶來萬眾期待的電價下跌。縱觀目前全球煤炭、天然氣、石油等能源告急，以及歐洲天然氣暴漲800%、原油高位震蕩的情況，一次能源的危機仍未解決，電力等二次能源的緊張態勢短期內也難以“根治”。

2022剛剛開年，電價的上漲便撲面而來。對于化工企業和廣大其他工業企業來說，電力緊缺和漲價將導致企業運營成本增加，開工率下降。同時，眾多化工大省同步提漲電價，也會使得多個細分產業鏈的開工率、市場庫存、采購銷售等多個方面都受到牽連。

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