1月28日消息，据国内媒体报道，进入2026年，国内电力行业迎来市场化改革的重要节点，取消失行固定分时电价机制成为行业热点议题。

截至目前，全国已有十一个省市发布了相关通知，明确直接参与电力市场交易的用户将不再执行政府核定的固定分时电价。其中，贵州、河北（主要是河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南九地已正式落地取消相关政策，江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段。

实际上，自2025年9月起，市场变局就已正式拉开序幕。江苏、湖南等十六省的电价差集体跌破每度0.6元的关口，部分时段价差甚至低至每度0.03元。

随着目录电价的价差缩小乃至消失，电力零售市场的合同模式也随之重构，传统固定电价合同正逐步退出，“一口价+浮动”、“分时协议价”成为主流模式。

售电公司必须基于现货价格曲线，为用户定制“光伏+储能+可调负荷”一体化组合套餐，帮助客户把用电曲线优化至趋近“现货低价”形态，才能通过提供专业服务赚取收益。

这标志着，过去售电行业依靠信息不透明赚取差价的时代，已经正式终结。

此次市场变革的影响不仅局限于储能领域，还延伸到了分布式光伏行业，直接重塑了分布式光伏“自发自用”的收益模型。

在午间光伏大发时段，电力批发侧价格大概率会低于每度0.2元，这一低价会同步传导至零售侧。

这意味着，自发自用节省的电费成本不再是每度0.6元的目录电价，而是每度0.2元左右的市场电价，收益率将下降两到三个百分点。

开发商必须绑定储能，把午间的电力转移到傍晚用电高峰时段，通过峰谷价差弥补收益缺口，或者干脆签订“光储直柔”合同，以“零碳属性+电价保价”组合形式打包出售。

举个例子，取消首年，陕西预计午间用电均价在每度0.18元，晚间用电均价在每度0.42元，峰谷价差十分显著。

若用户维持原有用电作息，电费支出可能上涨5%至8%；而一旦将可调负荷转移到上午9点至下午5点之间的低价时段，电费反而比目录电价时期节省10%以上。简单来说，核心就是鼓励用户错峰用电。

2025年目录电价差逐渐消退，虽给储能、光伏、售电等相关领域带来短期阵痛，但也倒逼行业摆脱了过去对单一收益模式的依赖。