近日，陕西电力交易中心发布 《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》 ，明确提出2026年起，市场化用户的分时价格将不再执行峰谷浮动政策，这标志着电价形成机制向市场化迈出关键一步，也对各类市场主体产生了深远影响。
首先需要厘清一个关键概念：此次改革并非取消分时电价，而是取消政府通过行政命令划定的固定峰谷时段与强制浮动比例。
这意味着电力的“峰”“谷”时段界定权正式移交市场，电价将真实地反映不同时段的供需关系，尤其是新能源发电的波动特性。
# 01主要政策要点分析
1. 系统运行费上涨，全体工商业用户分摊
2026年，新能源电价改革、新煤电容量电价政策相关费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊。工商业用户市场外度电分摊费用较2025年将出现上涨，用电成本结构面临调整。
2. 分时电价峰谷浮动政策取消，电价由市场批发均价传导形成
2026年起，市场化用户（批发用户、零售用户）分时价格不再执行峰谷浮动政策。售电公司代理用户电价，将主要由市场内全部售电公司与电厂间的批发均价传导形成。最低电价将主要出现在中午光伏大发时段。市场化用户需要关注价格趋势变化，调整用电习惯。
3. 警惕低价合同风险，违约或面临高额惩罚
目前存在部分零售合同签约价格预测严重低于市场平均水平的情况，存在较高合同履约风险。若后续相关售电公司违约欠费被强制退市，其代理的零售用户若未及时与其他售电公司签约，将进入保底售电，承受现货实时市场出清均价的2倍电价。
4. 关注浮动价差偏高问题
部分零售合同浮动价差严重偏高，个别甚至达到50元/兆瓦时。相关零售用户应关注价格信息，防止自身权益受损。
5. 午间时段交易机制调整，中长期合同签约比例有硬性约束
为保障午间（9:00-17:00）发用两侧供需稳定，该区间按小时开展分时段中长期合同缺额获利回收。各小时段中长期合同签约比例较该区间要求最低比例的偏差不得超过5%。市场主体需做好中长期合同签约履约工作。
# 02 对工商业用户：从“被动接受”到“主动管理”
此次改革的核心在于电价形成机制的市场化转变。对工商业用户而言，传统的“峰谷套利”模式面临重构。随着光伏大发时段的午间很可能成为新的电价低谷，而傍晚用电高峰叠加光伏退出，则可能出现更高的用电尖峰，用户需建立更精准的电价预测能力与用电行为调整机制。
# 03对分布式光伏：收益模型面临挑战
分时电价政策调整将直接冲击工商业分布式光伏项目的收益模型。
过去，光伏发电高峰与电网电价高峰时段重合，确保了项目收益。
改革后，午间光伏大发时段电价可能自然走低，成为“深谷”时段。
据行业初步测算，部分依赖“自发自用”和“余电上网”的分布式光伏项目年收益降幅可能达到40%左右，不确定性显著增加。
# 04对储能项目：“躺赚”时代终结，新价值逻辑浮现
在传统固定峰谷价差模式下，工商业储能依靠简单套利即可获得可预期收益。新政实施后，峰谷时段由市场动态形成，价差波动性增强，储能项目需从“被动执行固定策略”转向“主动预判市场、灵活交易”。
储能的价值逻辑正向多元化演进——参与辅助服务、优化用户整体用能成本、保障供电可靠性等模式，将逐步替代单一价差套利。
具备精准预测算法、智能交易策略和精细化运营能力的企业将在新赛道中抢占先机。
# 05新兴机遇：光储充一体化成为市场焦点
在电力市场化改革背景下，“光储充一体化”正从政策驱动转向市场主动选择，成为应对电价波动、优化用能成本的重要解决方案。
为何成为“黄金组合”？
光伏发电：将太阳能转为绿电，但存在“昼强夜弱”的波动性
储能系统：作为核心枢纽，在电价低时蓄电、高价时放电，实现削峰填谷
智能充电：优先消纳站内绿电，减少对电网冲击
三者协同形成“发电-缓冲-用电”的动态平衡，实现系统价值最大化。
多元收益模式构建
光储充一体化通过以下方式创造价值：
电费差价套利：利用储能在低谷充电、高峰放电，赚取价差
需量电费管理：降低最高需量功率，削减基本电费开支
绿电环境价值：自发自用抵消高价网电，部分区域可申请绿证或碳普惠收益
电网辅助服务：参与调频、需求响应等，获取额外补偿
据测算，配置合理的储能系统可在数年内回收投资，而光伏系统在全生命周期内将持续产生免费绿电。
# 06结论与展望
陕西电力市场化改革标志着计划模式的规则手册正被市场规则替代。对于新能源、储能乃至每一位电力用户而言，都需要重新审视自己在电网中的角色与价值。在这一过程中，主动适应市场变化、提升能源管理能力、把握光储充等新兴机遇，将成为在电力市场新格局中赢得先机的关键。
每一次政策调整都是市场格局的重塑，而每一次挑战背后都蕴藏着新的机遇。在能源转型的大潮中，只有那些能够快速适应、主动求变的市场主体，才能在未来的电力市场中占据有利位置。
