老挝国际工程咨询公司在调研中发现，储能可能是老挝新能源发展过程中必要投资前提，目前老挝电网并没有形成峰谷负荷概念，没有阶梯电价。从现象到目标，峰谷负荷的研究很有必要，也对储能投资有个很好的前端介绍。

1. 峰值与谷值 —— 日间负荷曲线特征

老挝每日电力负荷呈双峰特征：

首峰：早晨工业与办公开启，需求上升；

中午平缓；

主峰：约19:00–21:00，为家庭用电高峰（照明、生活用电集中）；

最低谷：凌晨4:00–5:00，为最低用电期。

尽管存在峰谷差，但最低负荷约为峰值的75%，表明全天负荷较为平缓。

2. 年度峰值增长趋势

2015年国内峰值电力需求约为 648 MW，2024年达到1,623 MW，年增长率约 17.2% .

考虑未来电动车充电需增长，2030年至2040年，峰值需求有望进一步攀升，并提前至夜间 22:00左右出现新峰值。

3. 季节变化：雨季与旱季差异

老挝依赖水电，产出高度受季节影响，雨季发电量充沛，旱季则严重不足。

电网需靠进口弥补旱季缺口，每日峰谷差相对较小，无明显季节性日内峰谷波动。

政府规划通过混合水、煤、太阳能，以及储能设施来增强旱季供需稳定性。

老挝电网峰谷特征简表

应用规划

储能规划：日内调节可针对晚间主峰与凌晨谷之间的差额设计锂电池或压缩空气储能方案。

电价套利机会：利用峰谷电价不同开展储能买低卖高策略。

旱季稳定供需：整合抽水蓄能、电网互联与热电/储能设施，提高系统弹性。

未来负荷预测：需考虑交通电气化（EV）造成的新夜间负荷峰，提前布局。

老挝峰谷电价：老挝电网目前并没有正式实行居民或工业用户的峰谷分时电价(Time-of-Use tariffs)，但在出口贸易中存在峰谷电价机制。

1. 出口电价：峰谷机制

在签订的泰国–老挝边境电力交易协议中，老挝对泰国出口时采用不同的时间带电价结构：峰时（peak）为5.8￠/kWh，日间过渡时段（shoulder period）为3.3￠/kWh，夜间谷时（off-peak）为2.6￠/kWh。这意味着，在出口电价层面存在明显的峰谷价格差，用以激励电力在低需求时段的出口，提升系统效率。

2. 国内电价：没有峰谷分时收费制度

老挝国家电力公司(EDL)对国内用户（居民和企业）目前未实施分时电价，国内用户采用统一的能源电价结构，没有设置峰谷条款。即使可以区分消费量级别，价格仍只基于用量设定，不涉及具体用电时段的价格浮动。

3. 综合对比表

4. 后期规划

电价机制重构压力增大：政府已认识到当前电价结构以用量为基准，不反映边际供需时段成本，未来可能引入峰谷电价机制。

推动储能与可再生能源融合发展，建立调峰储能激励机制，引导光伏等新能源在供电过剩时段优先利用。

应对财政压力与电力出口挑战，EDL需长远考量定价政策，以减少干旱季节进口电力导致的财政赤字。

电动车和大用户导向机制，未来若电动汽车普及，峰谷电价能有效引导负荷转移，缓解夜间电网压力。

老挝国际工程咨询公司认为老挝当前国内电网没有阶梯式峰谷电价机制，但在国际出口层面存在时段电价差，若希望在农业产业园或工商业项目（如冷链、储能、泵站）中优化运营，可以与EDL商议引入“峰时/谷时电价补贴”机制，保障经营收益。在政策和成本驱动下，未来老挝引入时段电价制度的可能性逐步上升，值得投资者、开发者提前布局。