2026年电力市场化改革迎来关键节点，国家发改委明确新规，自3月1日起将电力分时定价权正式移交市场，结束政府统一核定峰谷电价的时代。截至目前，贵州、湖北、重庆、山东等9省市已正式落地相关政策，江苏、山西正处于意见征集阶段，全国电价市场化进程全面加速。此次改革并非取消分时电价机制，而是让市场供需成为定价核心依据，既适配新能源大规模并网的行业新需求，也为电力全产业链带来新发展格局，且普通居民用电成本全程不受影响，真正实现改革力度与民生温度的平衡。

此次改革的核心变化，是告别过去“全省统一、全年固定”的峰谷电价模式，让电价随实时供需动态波动。以往政府统一划分时段、设定固定价差的模式，已难以适配新能源发展——午间光伏大发时电力供过于求，却仍可能执行高峰电价，造成清洁能源浪费。市场化定价后，各地结合本地电力特点灵活调整，比如山东推行“五段式”分时电价，深谷电价低至0.2元/千瓦时，尖峰电价冲高至1.2元/千瓦时，最大价差近1元，让午间新能源富集时段成为实实在在的“价格洼地” ；江苏则增设午间谷时段，夏季11:00-13:00、春秋季10:00-14:00执行谷段电价，精准引导企业在光伏大发时段增加用电 。

从落地实践来看，已执行政策的9省市推出差异化方案，工商业用户成为改革核心受益群体，不少企业通过错峰生产、配套储能实现显著降本。南京一家酒店高峰时段日用电量1.76万度，配置9兆瓦/18兆瓦时储能后，通过“谷充峰放”策略，每年可节约电费367万元 ；江苏常熟龙腾特种钢有限公司搭建源网荷储一体化智能微电网，2025年春节期间将电炉冶炼调整至夜间，储能充电45.788万度，深谷用电量达254.38万度，单时段就节省电费超百万元，2024年全年通过光储布局和电力市场交易累计节约用能成本约1250万元 。山东的储能项目更是迎来发展红利，当地100兆瓦/200兆瓦时储能项目通过“两充两放”策略，年收益可达2000万元，峰谷价差拉大让工商业储能项目回收周期直接缩短2-3年 。

值得所有民众关注的是，此次电价市场化改革始终守住民生底线，普通居民、农业用电、电网代理购电的中小微商户，电费计价方式和价格水平均保持不变。居民阶梯电价、峰谷电价政策不仅原样保留，不少地区还升级了民生福利，比如云南新增午间深谷时段，电价直接打五折；辽宁延长采暖期谷段时长并减免输配电价，低保户、特困户的免费电量、电价减免政策也继续执行，彻底打消民生用电的成本顾虑。农业生产用电仍享受政府核定的优惠价，确保农业生产成本稳定，让改革的红利更多向实体经济和民生领域倾斜。

此次定价权改革，更是对电力全产业链的系统性重构，推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型。发电侧的新能源企业从“拼电量”转向“拼价值”，倒逼光储融合布局，牡丹江恒丰纸业建设8.15MW/124.08MWh储能电站，2022年至2025年7月累计完成电力市场交易电量6.7亿度，2024年单年绿电交易就达3000万度 ；储能和虚拟电厂的价值全面凸显，国家能源局数据显示，截至2025年9月底，我国新型储能装机规模已突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40%，跃居世界第一，云南、浙江、江苏等省份储能项目等效利用小时数同比增加120小时，调节价值持续凸显 。

电力分时定价权移交市场，是适配新型电力系统的关键一步，既让市场在电力资源配置中发挥决定性作用，也通过差异化落地和严格的民生兜底，实现了改革与稳价的双赢。随着江苏、山西等省份完成政策落地，全国电力市场的活力将进一步释放，而清晰的政策边界也让居民无需担心用电成本，让电力市场化改革在推动产业升级的同时，始终守护好每一个普通家庭的用电需求。