一、时段划分重构用电模式
基础时段划分为三段：低谷（0:00-6:00、12:00-14:00）电价4折，匹配光伏发电高峰；平段（6:00-12:00、14:00-16:00）为基准电价；高峰（16:00-24:00）上浮60%。尖峰时段在1/7/8/12月执行，夏季20:00-24:00在高峰价基础上再涨20%，冬季18:00-22:00与居民取暖叠加。
二、峰谷价差催生储能机遇
典型案例显示，峰谷价差达1.2元/kWh（高峰1.6元/kWh vs 低谷0.4元/kWh）。1000kWh储能系统日均两次充放可获3000元收益，当充电桩利用率超60%且价差维持0.8元/kWh以上时，投资回收期可缩至3年内。储能成本每降0.1元/Wh，收益率提升2-3个百分点。
三、执行范围差异化覆盖
强制执行对象为用电容量≥100kVA的工商业用户，充电桩全场景覆盖。灵活选择群体包括容量＜100kVA的充电桩（可选固定电价）及特殊场景（如医院可申请豁免）。
四、投资适配策略
午间谷电利用：社区桩设置12:00-14:00专属时段，物流园通过"光储充一体化"项目实现42%成本降幅；尖峰避险：夏季20:00后调高服务费，动态负载调节系统可节省需量电费1.2万元/月；工具支持：共享桩测算器10秒生成收益曲线，电价日历实时同步政策调整。
五、政策深层逻辑
湖南光伏装机占比超20%，新政通过价格杠杆解决午间电力过剩与晚间紧张矛盾，强制推动发电侧储能配置及用电侧错峰，缓解系统调峰压力。
行动建议：存量桩需8月1日前完成电表升级以确保计量准确；新建项目优先布局低谷用电场景；投资测算采用"峰谷价差×利用率×365天"模型，低于0.8元/kWh项目需谨慎。政策变革实为收益机遇，精准测算可使充电桩运营实现"低买高卖"效益最大化。
