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。

數據顯示，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，當地近1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儲能項目失去核心盈利支撐，工商業儲能瞬間“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，這意味著用戶側儲能項目徹底無法再依靠傳統目錄價差盈利，必須全面轉向現貨價差、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，傳統固定電價合同逐漸退出，“一口價+浮動”“分時協議價”成為主流模式。

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

這標志著，過去售電行業依靠信息不透明，賺取差價的時代正式終結。

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，直接重塑了分布式光伏“自發自用”的收益模型。

在中午光伏大發時段，電力批發側價格大概率低于0.2元以下，這一低價零售側會同步傳導。

這意味著，自發自用節省的不再是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%，一旦把可調負荷挪到9:00–17:00的低價時段，反而比目錄價節省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，但也倒逼行業擺脫對單一收益模式的依賴。

陜西方案明確，零售側電價=年度雙邊均價+月度競價偏差+現貨分時浮動。

用戶可選擇“一口價”規避波動，也可簽“分時協議”主動套利。

現貨實時價格、日前曲線、中長期合同電量，全部公開披露，電價從黑箱變為白箱。

若售電公司暴雷退市，用戶自動轉入保底售電，價格不超過現貨實時均價的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、浙江則在現貨全電量結算后，僅保留容量補償分時。

2026年，預計超半數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“市場發現”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。