告别“一刀切”峰谷价 电力市场迈向精准化定价时代

自九号文发布以来，电力市场已稳步迈入第三个五年，以五年为更新周期的纲领性文件——《电力中长期交易基本规则》（以下简称基本规则）也在2025年12月17日正式发布，标志着市场机制进入深化完善的新阶段。其中一项关键调整让市场主体尤为瞩目——直接交易用户不再统一设定分时峰谷电价水平及时段划分。

第三十五条 对直接参与市场交易的经营主体。不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户、由政府价格主管部门根据现货市场价格水平,统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。

去峰谷化是电力市场进入现货阶段的典型标志。近年来，电力现货市场建设实现重大突破，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江七省（区）现货市场转入正式运行，南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行，年底前其余省（区、市）现货市场也将陆续转入连续结算试运行，现货市场将基本实现全覆盖，辽宁、陕西等省份已先行完成峰谷浮动取消。全国电力现货市场建设已实现从试点到常态化运行的跨越，充分彰显了市场化改革的前瞻性与科学性。在此背景下，基本规则对峰谷浮动进行调整，旨在通过更真实、灵活的价格信号，引导电力资源在时间维度上的高效配置。

四川作为水电大省，长期以来在水期划分的基础上叠加峰谷分时机制，25年12月3日较早发布的《四川2026年电力市场交易总体方案》依旧延续这一规则。如今，伴随现货市场逐步成熟，基本规则取消对直接交易用户的强制峰谷浮动，转而由市场化合同约定各月各时段结算价格，将进一步释放市场活力，也为售电公司和用户提供了更精细化的定价空间。

一、现行市场面临的风险与改变

2026年零售市场采用“交易价格+联动价格”的套餐约定各月分时段电量的交易价格、全年联动比例、全年售电公司批零收益分享基准及其分享比例。新套餐大幅修改零售套餐，使其更好适配现货市场运行节奏。但在实际操作中，仍有大部分用户依旧坚持水期单一价格。

在此背景下，若四川政策紧跟国家政策调整，不预留一年的缓冲期，直接取消分时浮动，且年度合同维持不变，则签订水期单一价格的直接交易用户将直接采用全天一口价进行结算。此时，峰谷电价差距这只“看不见的手”对用电行为的引导作用将有所弱化。对于原本集中于峰段用电的用户来说，用电成本将大幅压缩；对于利用谷段低价电进行生产的用户来说，即使再次调整生产计划调整也无法降至原有的成本。

二、后续市场面临的新挑战

面向未来，分时签约将成为主流趋势。这对售电公司提出了更高的要求——量价预测的准确性。售电公司面临多类型用户，全年各日分时用电曲线难以一步到位预测准确，而四川现货市场仍然处于探索期，现货出清价格暂未形成可循的典型性规律。批发合同通过年度、月度、月内与实时多阶段调整，距出清时间越近，与年度交易所做的价格预测偏离的可能性就越大，而零售交易价格通过年度交易一次性确定，无法随市场行情所改变，这就要求售电公司需具备高精度预测模型才能稳定批零价差。

对电力用户而言，分时段签约难以直观评估零售报价的价格高低，需深度匹配自身用电曲线与分时价格曲线，确定零售合约的真实价值。但挑战背后也蕴含着新机遇，可调节负荷用户与售电公司共建“微型需求侧响应”机制——在现货高价时段主动降负荷，与售电公司共享收益分成。这正是现货价格信号引导市场供需动态平衡的终极目标。

三、工商业储能：收益模式需加快转型

2025年四川工商业储能的核心收益依赖于量大部分：

1、政府授权合约电量价差；

2、峰谷电价浮动套利（峰段上浮1.6倍 vs 谷段下浮至0.4倍）。

基本规则发布后：

价差空间收窄

取消峰谷浮动后，工商业充放电价差收益锐减；

零售限价受限

零售价格限价与批发限价联动（丰水期0-211.43元/MWh、平水期0-333.84元/MWh、枯水期0-415.63元/MWh），在此限价范围下难以复现峰段1.6倍与谷段0.4倍的极端价差空间。

潜在风险点：

线损、输配费用及价差分摊同步取消峰谷浮动暂未明确；

政府授权合约价差无替代性补偿机制。

在此背景下，储能的价值定位正从“价差套利”向“系统调节服务”、“容量支撑”、“绿电消纳”等多元方向拓展。

分时电价机制的调整，是电力市场迈向高度市场化、精细化运行的关键一步。各类市场主体需适应新的定价逻辑与风险管理要求；长期而言，更加真实反映供需关系的动态价格体系，将有力推动全行业提升资源配置效率与运营韧性。电力市场正以制度破局为起点，向高度市场化、精细化的成熟体系加速进化——这场压力测试，终将成为市场主体竞争力跃升的催化剂。