2026年开年，国内电价市场化转型按下“加速键”。

据碳索储能网统计，2026年1月，全国共21个地区代理购电用户同步执行尖峰电价，仅4地保留深谷电价，区域间峰谷价差显著分化。

一般工商业领域，17地最大峰谷价差突破0.7元/kWh，海南最高，达到1.117元/kWh；大工业领域，上海最大峰谷价差领跑1-20、35-110千伏两区间，最高峰谷价差超1.304元/kWh。

21地执行尖峰电价

4地维持深谷电价

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本次调整亮点，在于尖峰电价的扩容覆盖。

1月仍处用电采暖高峰，全国21个地区仅针对代理购电工商业用户同步执行尖峰电价，引导高耗能企业错峰用电，兼顾中小微企业经营诉求。

安徽、上海等五地明确尖峰电价仅对两部制用户执行，单一制用户暂不征收；

时段设定上，安徽明确每年12月15日至次年1月31日，每日19:00-21:00执行尖峰电价，电价在高峰电价基础上上浮20%；冀北地区则限定1月期间每日17:00-19:00执行尖峰电价，上浮比例同为20%。

政府精细化定价的同时，尖峰电价机制向“全面市场化”不断优化。

目前，陕西、辽宁等地区的直接入市用户，已全面取消政府固定尖峰时段与浮动比例，尖峰价格由中长期合同协商或现货市场供需动态形成。

与尖峰电价的广覆盖形成鲜明对比，1月，仅4地保留了深谷电价。

山东：作为深谷电价执行标杆地区，2026年1月延续2025年分时电价政策，深谷时段划定为11:00至14:00，覆盖所有代理购电工商业分时用户；

上海：深谷电价限定于大工业两部制代理购电用户，进一步聚焦高耗能工业用户错峰激励；

安徽：深谷电价仅针对两部制工业代理购电用户，且仅限节假日执行，与尖峰电价形成“高峰强约束+低谷精准激励”的双向调节机制；

河北：“南北分化”明显，冀北电网承担较大新能源消纳，1月将深谷时段划分为12:00-15:00，电价在低谷电价基础上下浮20%，旨在引导用户用电消纳。

值得关注的是，深谷电价普遍与执行两部制电价的用户绑定，聚焦高耗能用户；直接入市用户无固定深谷政策，由实时供需直接影响电价走势。

一般工商业：

海南价差居首 新疆价差最小

一般工商业用户（1-10/20千伏，单一制）中，海南、湖南、山东三地峰谷价差突破1元/千瓦时，跻身全国高价差梯队前列。

三地虽同属高价差区间，但基于自身电力供需格局与市场化推进进程，形成各具特色的政策模式——海南主打“纯峰谷分化”，湖南侧重“尖峰强化约束”，山东则采用“尖峰+深谷双向激励”，为工商业用户通过错峰降本提供多元实践路径。

值得关注的是，新疆峰谷价差仅0.0263元/千瓦时，为全国最低。这一现象充分体现了新能源发电比例增高对电价机制的深度重塑。据国网新疆电力数据，12月12日14时45分，新疆电网新能源发电出力攀升至4017万千瓦，创下历史新高。风光出力占比几乎超过90%，直接导致峰谷价差逻辑发生根本性转变，由“调峰成本驱动”逐渐转向“新能源消纳驱动”。

与12月相比，甘肃、内蒙古西部、山东、重庆、湖南5个地区最大峰谷价差环比上涨，其中甘肃涨幅高达66.73%；其余地区均呈环比下跌态势，新疆跌幅高达86.71%。

大工业：

上海领跑高价差 多区域维持高位

1-10千伏等级中，上海、山东领跑全国，峰谷价差分别达1.3046元/kWh、1.0230元/kWh，全国共有17个区域价差突破0.7元/kWh；

35-110千伏等级中，上海仍以1.2038元/kWh稳居首位，相较1-10千伏等级价差略有收窄，山东以1.0230元/kWh紧随其后，浙江、湖南等16个区域价差超0.7元/kWh，整体维持高位运行。

2026年市场化转型加速

12月25日，发改委、能源局印发《电力中长期市场基本规则》的通知，其中提到，除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。这是理解未来电价调整的核心前提。

目前，各地结合市场成熟度细化推进，形成三类典型模式：

全面取消型（陕西、辽宁）：直接入市用户占比高，政府固定分时电价完全退出，零售侧电价由中长期24时段合同或现货市场定价，尖峰、低谷随供需动态变化。

部分放开型（四川）：结合水电丰枯特性，7-8月汛期为代理购电用户保留固定分时，其余时段允许用户协商定价，兼顾消纳与稳定。

参考定价型（江苏、山东）：目录峰谷价转为参考价，代理购电用户沿用优化后分时，直接入市用户可参考目录价协商，是全国主流过渡模式。

对代理购电用户而言，当前核心是吃透政策、精准错峰，稳抓眼前降本红利；对直接入市用户而言，需快速适应市场逻辑，从“被动用电”转向“主动经营”；对储能行业而言，双轨收益模式为行业发展提供新空间。

据行业预测，未来，随着市场化进程加快，固定分时电价将逐步退出，“价随市走、荷随价动”将成为工商业用电新常态。