黑龙江省发改委近期发布关于印发《关于进一步完善峰谷分时电价政策措施》的通知，峰谷分时电价比例暂按以下标准执行：平时段电价包括市场交易价格(电网代理购电价格)和输配电价。高峰时段电价以平时段电价为基础上浮50%，尖峰时段电价以高峰时段电价为基础上浮20%;低谷时段电价以平时段电价为基础下浮50%。政府性基金及附加、容(需)量电价不参与浮动。
措施自2022年4月1日起执行。
详情如下：
原标题：关于印发《关于进一步完善峰谷分时电价政策措施》的通知
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近日，全国各地2026年2月电网企业代理购电价格陆续公布。在已公布2月电价的32个地区中，31个地区的系统运行费中明确了系统运行费折合度电水平，均价为0.0836元/kWh。其中海南最高，达到0.137592元/kWh；北京最低，为0.015724元/kWh。
在此背景下，国家发展改革委建立新的发电侧容量电价机制，为调节电源构建稳定的收益补偿渠道，有力保障了其生存与发展。此举作为继电力辅助服务市场、电力现货市场之后，国家在电力市场建设方面推出的又一关键政策，将为国家能源安全保障、“双碳”目标落地及能源强国建设奠定坚实基础。近年来我国电力市场发展驶入快车道，辅助服务市场、现货市场相继在全国推广，用价格精准反映电力供需，引导投资和消费，发挥了巨大的作用。
对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化。省级价格主管部门要会同相关部门完善容量电价政策和适时建立可靠容量补偿机制，周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展。
2026年1月22日，贵州省发展改革委印发《关于补充完善峰谷分时电价》的通知。对参与零售侧市场交易的两部制工商业用户，零售穿透部分用电量不再执行峰谷分时电价。
结语告别固定的政策性分时电价，迎接市场化、动态化的电价时代，并非光储系统价值的终结，而是智能能源时代的真正开端。通过AI调度与微网协同，光储系统正从单一的“储能设备”升级为“能源智能平衡器”，在波动中捕捉价值，在变化中重塑未来。
《细则》指出，在电力现货市场运行期间组织开展电力中长期分时段交易。电力中长期分时段交易是指将每天24小时分为若干个时段，以每个时段的电量为交易标的，组织发电侧与批发用户(含售电公司、负荷类虚拟电厂、储能等新型主体)分别按时段开展电力中长期交易，由各个时段的交易结果形成各经营主体的中长期合同曲线。山西电力市场中长期分时段交易暂分为24个时段，交易周期暂分为年度、多月、月度、旬和日。
2025年11月，财政部下达公司可再生能源电价附加补助资金年度预算923662万元，其中:风力发电413038万元，太阳能发电431783万元，生物质能发电78841万元。
12月25日，山西省发改委发布关于公开征求《关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知》意见的通知，对峰谷时段进行调整。
近日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《电力中长期市场基本规则》的通知(发改能源规〔2025〕1656号)，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。
12月22日，山东省发展和改革委员会 山东省能源局发布《关于2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》。文件指出，本次竞价主体为2025年6月1日-2026年12月31日投产(全容量并网，下同)，并且未获得机制电价的风电、光伏项目，分风电(不含深远海风电，下同)、光伏两个项目组，分别组织竞价、出清。
文件指出，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的70%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度电力中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。
