中国储能网讯：近日，陕西电力交易中心一则关于 2026 年电力市场交易的重要提示，标志着沿用近三十年的行政性峰谷电价浮动机制迎来关键转折。

从 2026 年起，陕西电力市场化用户将正式告别政府划定峰谷时段、固定浮动比例的定价模式，电价形成逻辑全面转向市场供需说了算，这场变革不仅将重塑工商业用户的用电策略，更对新能源消纳、储能产业发展及电力市场建设产生深远影响。

政策核心：厘清边界，市场化定价替代行政调控

此次，陕西取消峰谷浮动政策并非全面废止分时电价，而是更加聚焦市场化用户群体的定价机制优化，政策边界清晰且针对性极强，核心调整可概括为三个方面。

政策核心变革是，2026 年起，陕西电力批发市场用户与零售市场用户（统称市场化用户），不再执行政府统一制定的峰谷时段划分及固定浮动比例政策，彻底终结行政性电价调控对市场化交易的干预。

这意味着市场化用户的分时电价，将不再依赖预设的“高峰上浮、低谷下浮”规则，而是完全由市场交易形成的价格信号主导。

其次是，“两个明确”打下了政策落地基础，一方面明确电价形成路径，市场化用户电价主要由全省售电公司与发电企业间的批发均价传导形成，价格波动直接反映电力资源的实时供需与发电成本。

另一方面明确价格洼地特征，受陕西新能源装机占比超50%的能源结构影响，午间光伏大发时段将成为电价最低区间，颠覆传统“夜间低谷、日间高峰”的用电认知。

第三是，政策通过三个细则延伸覆盖配套保障，一是费用分摊调整，新能源电价改革与煤电容量电价相关费用纳入系统运行费，由全体工商业用户共同分摊，度电分摊成本较2025年有所上涨。

二是合同风险预警，针对部分零售合同低价签约、高浮动价差等问题，明确违约用户或面临 2 倍现货电价的保底售电惩罚。

三是时段交易管控，午间9:00-17:00按小时开展中长期合同缺额获利回收，签约比例偏差需控制在5%以内。

值得注意的是，非市场化用户并未纳入此次调整范围,电网企业代理购电的工商业用户、居民及农业用电，仍延续2025年8月起执行的分时电价政策,形成“市场化与非市场化用户分类施策”的电价体系。

多重影响：用户、产业与市场的全面重构

政策调整标志着工商储靠峰谷套利“躺赚时代”终结，将打破陕西电力市场既有利益格局，对不同市场主体产生差异化影响，同时推动相关产业加速转型升级。

对于市场化工商业用户而言，用电策略将从固定时段转向动态适配。

特别是对于调节能力较强的高耗能企业，政策调整带来成本优化机遇。通过调整生产计划，将高负荷工序转移至午间低价时段，可有效降低整体用电成本；而负荷集中在傍晚高峰（光伏退出、用电需求旺盛，电价或大幅上涨）的用户，需通过错峰生产、配套储能等方式规避高价风险。

对于调节能力较弱的中小企业，需加强与售电公司的协同，通过签订组合类电价合同，如中长期均价+现货出清价锁定成本，同时关注合同条款中的价差风险，避免权益受损。

对于工商储企业而言，盈利逻辑将从单一套利走向多元价值。

过去依赖行政性峰谷价差的储能企业，将面临盈利模式的根本性重构。传统“两充两放”的简单套利模式因时段与价差不确定而失效，倒逼储能向高阶价值领域转型。

如参与现货市场价差套利，通过精准预测电价曲线，捕捉全时段价格差机会；切入辅助服务市场，依托毫秒级响应能力提供调频、调峰、备用服务，获取稳定收益；为用户提供定制化用能优化服务，结合柔性负荷协同控制，实现用户整体用能成本最小化。对于独立储能电站而言，此次改革进一步打开了市场参与空间，其调节价值将在市场化定价体系中得到充分释放。

对于售电公司而言，其角色定位从将价差套利者转变为风险管理者。

行政性峰谷浮动取消后，售电公司的盈利模式从固定价差套利转向价格管理增值服务。

一方面，需提升批发市场研判与采购能力，通过分时段中长期合同签约对冲价格波动风险；另一方面，需强化用户服务能力，为用户提供电价预测、用电优化、合同定制等增值服务。

此外，售电公司还需加强合规运营，避免因低价恶性竞争导致违约退市风险。

对于电力市场而言，配置效率将从政策驱动升级为市场主导。

此次改革是陕西电力市场向纵深发展的关键一步，将进一步激活市场主体活力。

发电侧方面，燃煤电厂需通过优化发电曲线、参与顶峰保供获取更高收益，新能源企业需通过精准预测与合同签约降低出力波动风险；用户侧方面，市场化用户的负荷弹性将被充分挖掘，形成“源随荷动、荷随价动”的良性互动格局。

长期来看，价格信号的精准性将显著提升，推动电力资源在时空维度上的优化配置，为陕西电力市场与全国统一电力市场衔接奠定基础。