事件：10月30日，陕西省发改委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，自2027年1月1日起执行，执行期限暂定一年。
　　系统运行费用高位运行是陕西此次扩大分时电价浮动范围的重要背景。
　　陕西省系统运行费用自2026年起持续处于相对高位，11月达0.136元/kWh，煤电容量电价分摊和新能源机制电价结算差价是主要原因。为更好引导用户削峰填谷、促进新能源消纳及支持储能行业发展，陕西省拟将系统运行费纳入工商业用电分时电价浮动范围，度电折价高峰时段上浮70%、尖峰时段上浮90%、低谷时段下浮70%。假设原系统运行费用折价为S，和现行政策相比，高峰—低谷价差额外扩大1.4S，尖峰—低谷价差额外扩大1.6S。
　　储能：充电降本与放电增值双重利好，项目收益有望明显增厚。
　　工商业储能项目通过“低价时段充电、高价时段少购电或放电”赚取零售侧价差，系统运行费参与浮动后，低谷充电分摊的费用下降，高峰和尖峰放电能够替代的购电成本上升，项目实际收益有望得到明显增厚。
　　对于独立储能项目来说，其充电时需要缴纳系统运行费，而系统运行费在低谷时段下浮有望直接压低独立储能的充电成本、改善套利空间。根据中关村储能产业技术联盟的测算，按陕西省11月系统运行费0.136元/kWh测算，对于一个100MW/200MWh的独立储能电站，每年共计可节约约570万元。
　　对于峰谷价差本身承压的三北地区和部分中部地区，政策有望补上储能收益短板，部分原本经济性不足的项目可能重新具备投资价值，同时还能引导负荷和储能充电向午间新能源大发时段转移；对于峰谷价差相对理想的沿海地区，政策有望在现有收益基础上进一步增厚回报，对新增投资的边际刺激则相对有限。
　　火电：影响偏中性，需观察后续年度长协价格签订情况。
　　对于火电项目而言，系统运行费用在高峰时段的上浮并不等于容量电价或上网电价同步上涨；如果用户侧存在控制综合成本的要求，压力还可能向年度电能量交易价格传导。但在现货市场中，晚峰削负荷与午间填谷也会重塑价格曲线，火电最终收益仍取决于年度合同、现货价格和机组调节能力，政策调整带来的影响偏中性。
　　光伏：上网电价不变，午间消纳条件有望改善。
　　对于光伏项目而言，直接上网电价并未发生变化，而午间低谷系统运行费用的进一步下降将有利于引导可调负荷、充电设施和用户侧储能在光伏大发时段增加用电，从而缓解午间消纳压力。但政策并未承诺提高新能源结算价格，项目的最终收益仍取决于现货价格、机制电量和限电情况。
　　投资建议：系统运行费纳入分时浮动有望同时直接改善工商业储能和独立储能的经济性，并对峰谷价差偏低地区形成更强的边际刺激。建议关注海博思创、盛弘股份、南网能源等。
　　风险分析：征求意见稿调整及政策落地不及预期；系统运行费标准下降、峰谷价差扩大不及预期；年度长协及现货电价大幅波动；储能项目利用率、充放电效率和实际收益不及预期；新能源消纳改善不及预期。