隨著目錄峰谷價差的消失，這電力市場的局面迎來根本性改變。

過去，用戶側(cè)儲能靠“兩充兩放”模式，依托0.6元以上的目錄電價價差，IRR 8%的項目遍地開花。

數(shù)據(jù)顯示，山東100兆瓦/200兆瓦時儲能項目通過“兩充兩放”策略，年收益可達2000萬元，而這一收益的前提是，當?shù)亟?元/千瓦時的最大峰谷價差。

然而，這一盈利格局在2025年迎來顛覆性轉(zhuǎn)折。

2025年9月起，市場變局正式拉開序幕。江蘇、湖南等16省價差集體跌破0.6元關口，部分時段價差甚至低至0.03元。

這一變化直接讓高度依賴目錄價差的工商業(yè)儲能項目失去核心盈利支撐，工商業(yè)儲能瞬間“裸泳”。

陜西出臺的新政更是將變革推向極致。

目錄價差直接清零，這意味著用戶側(cè)儲能項目徹底無法再依靠傳統(tǒng)目錄價差盈利，必須全面轉(zhuǎn)向現(xiàn)貨價差、需求響應、需量管理等多元收益模式。

隨著目錄價差的消失，電力零售市場的合同模式也隨之重構(gòu)，傳統(tǒng)固定電價合同逐漸退出，“一口價+浮動”“分時協(xié)議價”成為主流模式。

售電公司必須基于現(xiàn)貨曲線，為用戶定制“光伏+儲能+可調(diào)負荷”一體化組合套餐，幫客戶把用電曲線削成“現(xiàn)貨低價”形狀，才能賺取服務費。

這標志著，過去售電行業(yè)依靠信息不透明，賺取差價的時代正式終結(jié)。

此次市場變革的影響不僅局限于儲能領域，還延伸至分布式光伏行業(yè)，直接重塑了分布式光伏“自發(fā)自用”的收益模型。

在中午光伏大發(fā)時段，電力批發(fā)側(cè)價格大概率低于0.2元以下，這一低價零售側(cè)會同步傳導。

這意味著，自發(fā)自用節(jié)省的不再是0.6元的目錄電價，而是0.2元的市場電價，收益率下滑2–3個百分點。

開發(fā)商必須綁定儲能，把中午的電挪到傍晚高價時段，通過峰谷價差彌補收益缺口，或干脆簽訂“光儲直柔”合同，以“零碳屬性+電價保價”打包出售。

取消首年，陜西預計午間用電均價0.18元，晚間用電0.42元。峰谷價差顯著。

若用戶維持原用電作息，電費支出或上漲5%–8%，一旦把可調(diào)負荷挪到9:00–17:00的低價時段，反而比目錄價節(jié)省10%以上。

2025年目錄電價價差的消退，雖給儲能、光伏、售電等相關領域帶來短期陣痛，但也倒逼行業(yè)擺脫對單一收益模式的依賴。

陜西方案明確，零售側(cè)電價=年度雙邊均價+月度競價偏差+現(xiàn)貨分時浮動。

用戶可選擇“一口價”規(guī)避波動，也可簽“分時協(xié)議”主動套利。

現(xiàn)貨實時價格、日前曲線、中長期合同電量，全部公開披露，電價從黑箱變?yōu)榘紫洹?/span>

若售電公司暴雷退市，用戶自動轉(zhuǎn)入保底售電，價格不超過現(xiàn)貨實時均價的2倍，防止了“天價電費”事件。

就目前來看，取消峰谷電價這個舉動，全國鋪開，只是時間問題。

四川已率先在除7–8月外的全部時段放開零售分時協(xié)商。

江蘇、山東把“目錄峰谷”改為“參考價”，允許雙方自由議價。

廣東、浙江則在現(xiàn)貨全電量結(jié)算后，僅保留容量補償分時。

2026年，預計超半數(shù)省份將跟進取消或弱化目錄峰谷浮動，全國電價版圖迎來“均一價、市場分時、現(xiàn)貨實時”三軌并行時代。

峰谷電價的退場，不是簡單的“價差消失”，而是中國電價從“計劃目錄”邁向“市場發(fā)現(xiàn)”的關鍵一躍。

它讓電價真正變成“商品”。

短期看，有人陣痛。長期看，新型電力系統(tǒng)因此獲得更真實的價格信號、更靈活的供需匹配，也為中國“雙碳”目標留出至關重要的制度空間。

取消峰谷，不是終點，而是電價革命真正的啟幕。