1月20日，云南省发改委发布《关于进一步优化调整分时电价政策的通知》（云发改价格〔2026〕51号），明确自2026年3月1日起执行新的分时电价规则。此次调整并非改变峰谷时段和价差，核心是划清政府定价与市场定价边界，对不同类型工商业用户给出差异化指引，同时为新能源消纳和储能发展释放空间。

　　作为新能源大省，云南此次政策调整紧跟全国电力市场化改革步伐，与陕西、河南形成呼应，标志着“市场的归市场，计划的归计划”的电价机制进一步落地。下面为大家拆解政策核心要点及影响。

　　此次政策并非“大改”，而是在原有基础上优化边界，核心呈现“三不变、一调整”格局，降低用户适应成本。

　　：高峰时段（7:00—9:00、18:00—24:00）、平时段（0:00—2:00、6:00—7:00、9:00—12:00、16:00—18:00）、低谷时段（2:00—6:00、12:00—16:00），仍保持各时段均衡覆盖。

　　：峰:平:谷电价比维持1.5∶1∶0.5，即高峰上浮50%、低谷下浮50%，以代理购电价格为基准。需注意，输配电价、线损、系统运行费用及政府性基金附加不参与浮动。

　　：暂不启动尖峰电价上浮机制，避免迎峰度冬/度夏期间电价额外上涨，短期缓解用户成本压力。

　　这是本次政策的关键变化，按用电模式将工商业用户分为两类，实行差异化电价规则：

　　：除电气化铁路（含地铁）牵引用电外，由电网代理购电的大工业用户、用电容量100千伏安及以上的一般工商业用户，继续执行上述政府规定分时电价。

　　：直接参与电力市场交易的工商业用户，不再执行政府统一分时电价，电价由市场规则形成——中长期交易需申报用电曲线和分时段电量电价，现货市场按对应规则定价。

　　此类用户（中小工商业、未参与市场交易的大工业）电价机制无本质变化，核心优化空间仍在错峰用电。

　　核心建议：充分利用“双低谷”时段（午间12:00—16:00、夜间2:00—6:00）安排生产，尤其高耗能行业（黄磷、工业硅、水泥等）可通过调整产能节奏降低成本。同时，分时电价形成的资金损益，将在大工业、一般工商业用户群体内部分别分摊/分享，不跨类型传导，预期更稳定。

　　此类用户（具备市场交易资格的工商业主体）获得更大定价自主权，但对市场研判能力提出更高要求。

　　核心提醒：需自主对接发电企业，在中长期交易中明确用电曲线和分时段电价，现货市场则随行就市。这意味着用户可结合新能源发电波动（如光伏午间大发、风电夜间出力）优化用电策略，但也需应对市场电价波动风险，对交易团队、负荷预测能力的要求显著提升。

　　午间+夜间双低谷时段为新型储能创造了“两充两放”运行条件——低谷时段充电，高峰时段（早7:00—9:00、晚18:00—24:00）放电套利，大幅提升储能项目收益空间，预计将带动工商业储能配套需求增长。

　　作为分时电价引导的重点领域，高耗能企业需进一步提升负荷调节能力，通过错峰生产、配套储能等方式，在控制成本的同时契合新能源消纳政策导向，低效产能将面临更大竞争压力。

　　云南此次调整与陕西、河南政策步调一致，代表国内电源充足省份的电价改革方向。未来，具备市场运营能力、能精准预判电价走势的主体将占据优势，也可能催生一批专业储能代运营、电力交易服务机构。

　　此次新政出台，本质是适配云南新能源大规模发展、电力市场加快建设的新形势，通过价格杠杆引导用户削峰填谷，促进新能源消纳。政策明确提出动态调整机制：电网企业需定期分析执行结果，省发改委将结合电力供需、新能源消纳、系统调节能力等情况，适时优化完善政策。

　　确认用户类型：自查是否参与电力市场交易、用电容量是否达标，明确适用电价规则。

　　优化用电方案：代理购电用户梳理生产流程，锁定低谷用电时段；市场交易用户组建专业交易团队，完善用电曲线预测能力。

　　评估储能配套：高耗能、用电规模大的用户，可测算储能“两充两放”收益，布局配套项目。

　　整体来看，云南此次分时电价调整是电力市场化改革的“精准微调”，既稳定了中小用户预期，又赋予市场主体更大自主权。对于工商业用户而言，读懂规则、主动适配，才能在政策红利中控制成本、把握机遇。

　　你是哪类工商业用户？需要针对性测算错峰用电成本或储能收益吗？欢迎在评论区留言交流！

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