中信证券研报表示，2026年，发电企业与电力用户双方签订中长期合约时需进行分时段&带曲线签约，用户侧分时电价将与现货市场交易结果挂钩，不再接受政府规定的峰谷电价，这意味着电力市场化改革进一步深化。目前政府规定的峰谷价差和时段长度普遍超过现货市场，机制调整后工商业储能盈利模式受到影响，现货价差较小并且调节需求不足区域的工商业储能盈利或承压。电力系统容量短缺问题仍然显著，已经临近容量不足矛盾加速爆发时点，有望支撑储能长期发展。

  全文如下

  电改｜用户分时电价衔接市场，工商业储能模式转变

  2026年，发电企业与电力用户双方签订中长期合约时需进行分时段&带曲线签约，用户侧分时电价将与现货市场交易结果挂钩，不再接受政府规定的峰谷电价，这意味着电力市场化改革进一步深化。目前政府规定的峰谷价差和时段长度普遍超过现货市场，机制调整后工商业储能盈利模式受到影响，现货价差较小并且调节需求不足区域的工商业储能盈利或承压。电力系统容量短缺问题仍然显著，已经临近容量不足矛盾加速爆发时点，有望支撑储能长期发展。

  事件：

  近日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，对2026年发电企业与电力用户中长期交易的签约电量比例、跨省交易履约机制、市场价格形成机制、合同履约保障等内容作出规定。

  峰谷分时电价与市场交易结果衔接，电力市场化改革更进一步。

  本次“通知”在中长期合同签约机制方面，明确发用双方要按照不少于24个时段进行分时段&带曲线签约，进一步与电力现货市场衔接，并首次规定参与电力市场的用户不再执行政府规定的分时电价，且分时电价要与现货电价衔接。新政策出台意味着参与市场的电力用户电价将受现货交易结果影响，而非接受政府规定的峰谷电价。我们预计随着新机制执行后用户侧电价与现货电价挂钩，价格信号将更能反映市场实际供需，进而引导调节电源、储能、需求侧响应的投资建设。

  工商业储能盈利模式根本性改变，部分存量项目或面临盈利下滑压力。

  目前我国绝大多数省份执行分时电价政策中，用户侧峰谷电价、峰谷时段、浮动比例等仍由政府规定，未能反映实际的峰谷供需情况，因此工商业储能项目能够依托政策规定的较大峰谷价差套利来获取高额利润。随着用户侧分时电价与现货电价挂钩，我们预计部分过去峰谷价差较大、时段较长的区域中工商业储能项目或将面临利润收窄压力，新机制下盈利将与项目所在区域现货价差、调节需求等因素相关。

  电力系统容量短缺问题逐步暴露，新型储能发展需求仍然旺盛。

  电价政策调整或对存量工商业储能盈利及后续投资热情产生冲击，但目前来看我们认为系统容量短缺、消纳矛盾加剧等因素仍将推动新型储能尤其是电源、电网侧储能装机规模持续扩张。从区域上来看，我们认为东部和南部地区新型储能或面临现货较小、套利空间有限的问题，而新能源供给占比较高、调节需求更为旺盛、容量电价政策支持力度较大的西北区域新型储能发展基础较好，有望步入快速增长阶段。

  风险因素：

  用电需求不及预期；新能源装机不及预期；风光及储能造价大幅上行；新型电力系统建设进度慢于预期；电力市场改革推进缓慢等。

  投资策略。

  电力系统容量短缺问题或将在2026年进一步暴露，推动各类电力辅助服务需求增长，我们预计现货价差较大、调节需求旺盛、政策支持力度强的西北地区储能投资有望攀升，在该区域有新型储能相关布局的运营商有望受益；此外，水电、火电调节价值也有望提升，需求侧相关的虚拟电厂、微电网、源网荷储也有望迎来加速发展机遇。

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