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2026年電力市場化改革迎來關鍵節(jié)點，國家發(fā)改委明確新規(guī)，自3月1日起將電力分時定價權正式移交市場，結束政府統(tǒng)一核定峰谷電價的時代。截至目前，貴州、湖北、重慶、山東等9省市已正式落地相關政策，江蘇、山西正處于意見征集階段，全國電價市場化進程全面加速。此次改革并非取消分時電價機制，而是讓市場供需成為定價核心依據(jù)，既適配新能源大規(guī)模并網(wǎng)的行業(yè)新需求，也為電力全產(chǎn)業(yè)鏈帶來新發(fā)展格局，且普通居民用電成本全程不受影響，真正實現(xiàn)改革力度與民生溫度的平衡。

 

 

 

此次改革的核心變化，是告別過去“全省統(tǒng)一、全年固定”的峰谷電價模式，讓電價隨實時供需動態(tài)波動。以往政府統(tǒng)一劃分時段、設定固定價差的模式，已難以適配新能源發(fā)展——午間光伏大發(fā)時電力供過于求，卻仍可能執(zhí)行高峰電價，造成清潔能源浪費。市場化定價后，各地結合本地電力特點靈活調(diào)整，比如山東推行“五段式”分時電價，深谷電價低至0.2元/千瓦時，尖峰電價沖高至1.2元/千瓦時，最大價差近1元，讓午間新能源富集時段成為實實在在的“價格洼地” ；江蘇則增設午間谷時段，夏季11:00-13:00、春秋季10:00-14:00執(zhí)行谷段電價，精準引導企業(yè)在光伏大發(fā)時段增加用電 。

 

 

 

從落地實踐來看，已執(zhí)行政策的9省市推出差異化方案，工商業(yè)用戶成為改革核心受益群體，不少企業(yè)通過錯峰生產(chǎn)、配套儲能實現(xiàn)顯著降本。南京一家酒店高峰時段日用電量1.76萬度，配置9兆瓦/18兆瓦時儲能后，通過“谷充峰放”策略，每年可節(jié)約電費367萬元 ；江蘇常熟龍騰特種鋼有限公司搭建源網(wǎng)荷儲一體化智能微電網(wǎng)，2025年春節(jié)期間將電爐冶煉調(diào)整至夜間，儲能充電45.788萬度，深谷用電量達254.38萬度，單時段就節(jié)省電費超百萬元，2024年全年通過光儲布局和電力市場交易累計節(jié)約用能成本約1250萬元 。山東的儲能項目更是迎來發(fā)展紅利，當?shù)?00兆瓦/200兆瓦時儲能項目通過“兩充兩放”策略，年收益可達2000萬元，峰谷價差拉大讓工商業(yè)儲能項目回收周期直接縮短2-3年 。

 

 

 

值得所有民眾關注的是，此次電價市場化改革始終守住民生底線，普通居民、農(nóng)業(yè)用電、電網(wǎng)代理購電的中小微商戶，電費計價方式和價格水平均保持不變。居民階梯電價、峰谷電價政策不僅原樣保留，不少地區(qū)還升級了民生福利，比如云南新增午間深谷時段，電價直接打五折；遼寧延長采暖期谷段時長并減免輸配電價，低保戶、特困戶的免費電量、電價減免政策也繼續(xù)執(zhí)行，徹底打消民生用電的成本顧慮。農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電仍享受政府核定的優(yōu)惠價，確保農(nóng)業(yè)生產(chǎn)成本穩(wěn)定，讓改革的紅利更多向實體經(jīng)濟和民生領域傾斜。

 

此次定價權改革，更是對電力全產(chǎn)業(yè)鏈的系統(tǒng)性重構，推動行業(yè)從“政策驅動”向“市場驅動”轉型。發(fā)電側的新能源企業(yè)從“拼電量”轉向“拼價值”，倒逼光儲融合布局，牡丹江恒豐紙業(yè)建設8.15MW/124.08MWh儲能電站，2022年至2025年7月累計完成電力市場交易電量6.7億度，2024年單年綠電交易就達3000萬度 ；儲能和虛擬電廠的價值全面凸顯，國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2025年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模已突破1億千瓦，占全球總裝機比例超40%，躍居世界第一，云南、浙江、江蘇等省份儲能項目等效利用小時數(shù)同比增加120小時，調(diào)節(jié)價值持續(xù)凸顯 。

 

 

 

電力分時定價權移交市場，是適配新型電力系統(tǒng)的關鍵一步，既讓市場在電力資源配置中發(fā)揮決定性作用，也通過差異化落地和嚴格的民生兜底，實現(xiàn)了改革與穩(wěn)價的雙贏。隨著江蘇、山西等省份完成政策落地，全國電力市場的活力將進一步釋放，而清晰的政策邊界也讓居民無需擔心用電成本，讓電力市場化改革在推動產(chǎn)業(yè)升級的同時，始終守護好每一個普通家庭的用電需求。