電價改革一直是電改中的“硬骨頭”，已執行40多年的固定分時電價政策正逐步退出歷史舞臺。截至目前，已有湖北、河南、陜西、云南、重慶、貴州、遼寧、吉林、河北南網等9個省市明確落地取消政策，與此同時，江蘇、山西兩省的調整方案雖未最終落地，但已指向取消固定分時電價。
在業內看來，電價從計劃定價到隨行就市，標志著我國電力資源配置正從行政指令主導向市場價值驅動轉型。多地按下電價市場化“快進鍵”，儲能行業將迎來大考。
多地“取消固定分時電價”政策
取消固定分時電價政策早有顯現。早在2025年12月，國家發改委、國家能源局聯合印發的《電力中長期市場基本規則》（以下簡稱“規則”）就明確定調：自2026年3月1日起，直接參與市場交易的經營主體，不再執行政府人為規定的分時電價水平和時段。規則的出臺，標志我國執行40多年的固定分時電價政策開始退出舞臺。
固定分時電價政策是政府核定峰谷時段與價差，起步于20世紀80年代，從大工業用戶試點逐步推廣至全國工商業及部分居民用戶。對市場化工商業用戶，固定分時電價政策于2026年3月1日終止。
翻看各地固定分時電價政策調整，雖然多地均指向“取消固定分時電價”，但各省電力市場發展情況不同，在實施路徑上各有側重。
一部分省份選擇了全覆蓋模式。例如，湖北、陜西明確“市場化用戶”不僅包括直接參與批發市場的用戶，也涵蓋由售電公司代理的零售用戶。另一部分如重慶、河北南網、吉林等，聚焦中長期交易主體，不人為劃定界定范圍。河南、貴州、云南則在工商業分時電價調整中，提出“參與電力市場的工商業用戶”退出執行固定分時電價。
在價格傳導機制上，各地也在進行積極探索。陜西明確提出售電公司代理用戶的電價將主要由市場批發均價傳導形成；河北南網則要求按照現貨實時市場月度分時電價曲線特性，形成合同的分時電價向零售用戶傳導。
為何各地在今年密集取消固定分時電價政策？廈門大學中國能源經濟研究中心教授孫傳旺在接受《中國能源報》記者采訪時指出：“隨著新能源裝機占比快速攀升，固定分時電價已難以適配新型電力系統的供需波動規律。當前光伏、風電進入高比例滲透階段，原有固定分時電價易出現高峰時段價格激勵不足的信號失真問題。另一方面，隨著電力現貨市場日益完善，繼續保留固定分時電價將催生價格雙軌制，若固定定價與現貨價格長期背離，會扭曲電力資產的真實經濟價值。”
孫傳旺強調，截至2026年3月，廣東等7省份的省級電力現貨市場已正式轉入運行，另有21個省份進入連續結算試運行階段，各省電力現貨市場已日益能夠反映不同時段的電力稀缺性與系統調節成本，完全具備承接價格發現功能的條件。
需要注意是，被取消的是固定分時電價，而非分時定價機制本身。電力價格的形成，正從“政府核定”穩步邁入“隨行就市”的市場化階段。業內普遍認為，這是電力現貨市場全面落地的必然契機，其核心要義是將電價定價權交還市場，讓價格信號更真實、準確地反映實時的電力供需狀況，從而為電力資源的優化配置提供最精準的“風向標”。
企業用能管理面臨“大考”
脫離政府的有形之手，最直接的影響是電價價格波動陡增。中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生透露了一組數據，多地銜接現貨市場調整時段劃分和計價范圍后，電價價差普遍收窄。32個地區電網代購電平均價差為0.616元/千瓦時，同比下降9.4%。這意味著，過去依賴固定價差“躺賺”的模式被徹底打破。
卓陽數字能源總監張素君對《中國能源報》記者表示，取消固定分時電價意味著電價形成機制從“政府定價”徹底轉向“市場定價”。企業須從“被動接受者”向“主動管理者”轉變。“市場價格的波動性遠大于固定分時電價，企業用電成本可預測性降低。如何避免在現貨價格尖峰時段承受巨額電費、控制風險敞口，成為企業必須面對的挑戰。”
張素君指出，未來負荷曲線與市場價格曲線高度匹配的企業將受益，能夠主動“填谷削峰”的企業將獲得用電成本優勢，而這催生了對具備負荷預測、電價預測及多能協同優化能力的能源服務公司的巨大需求。
對于未來一兩年內的價格走勢，孫傳旺預判，短期內電力價格波動將隨新能源滲透率的提高而相對上升。“新能源發電具有天然的間歇性，峰谷價差轉由實時供需關系動態決定，將導致價格信號敏感度大幅增加。加之需求側存在生產行為慣性，短期需求響應彈性不足，不排除出現極端的‘價格踩踏’或‘天價尖峰’的可能。但從長期看，隨著儲能、虛擬電廠等靈活調節資源規模化落地，以及中長期交易、現貨市場與容量機制形成多維協同，電力價格有望實現穩中有降。”
長期看是對技術能力的篩選
長期以來，固定分時電價為工商業儲能、售電企業提供了穩定套利空間，收益清晰可測算。固定分時電價的取消，宛如扔了一枚炸彈，改變了其賴以生存的底層盈利邏輯，不少工商儲企業、售電企業都在找新出路。業內認為，長期來看，取消固定分時電價是對技術能力的篩選。未來一兩年，那些只依賴固定套利邏輯、缺乏技術迭代和場景適配能力的企業將可能出局。
“存量儲能電站的收益率并非簡單縮水，而是收益結構發生根本性變化。”張素君分析，傳統模式依賴固定峰谷價差套利，天花板明顯；而市場化模式下，工商業儲能可通過現貨市場套利、電力輔助服務、需求響應補貼、容量補償等多路徑實現收益疊加。但這要求算法從執行簡單的“定時充放電”指令，升級為求解跨市場最優決策。尤其是參與高價值的輔助服務市場，必須具備電網調度自動化系統秒級實時交互能力。“儲能電站的競爭已經從‘千瓦時’進入‘秒級’時代。”
業內認為，在取消固定分時電價背景下，“虛擬電廠+售電”正被視為目前最接近規模化收益的商業模式，可以實現多種收益疊加并有效對沖風險。
面對這場“大浪淘沙”，行業洗牌在所難免。晶澳儲能副總經理付海明在接受《中國能源報》記者采訪時表示，固定分時電價的取消，短期看是陣痛，長期看則將加快行業由機會驅動向能力驅動轉變。未來，單純依賴固定套利模式、缺乏持續優化能力和場景適配能力的企業，將面臨更大的經營壓力；而能夠圍繞客戶實際需求，提供更優系統策略和綜合解決方案的企業，則有望在新一輪競爭中獲得更穩健的發展空間。
協能科技相關負責人對《中國能源報》記者表示，過去三年已有超3.2萬家儲能企業黯然退場，未來一兩年，依賴低價競標、缺乏核心技術且漠視安全底線的“玩家”，將被徹底清出“牌桌”。最終存活并收割長期紅利的企業，必屬三類價值創造者：一是全產業鏈一體化的行業龍頭，憑借規模與成本優勢通吃市場；二是以持續技術創新構筑“護城河”的深耕者，用極致性能與安全定義產品標準；三是手握數據中心備電等高壁壘應用場景的優勢玩家，在細分賽道成為高溢價領跑者。簡言之，投機者出清，價值者通吃。
“未來真正有競爭力的企業，不只賣儲能設備，而是提供適配解決方案。”付海明以晶澳在內蒙古的某項目為例，由于同時掌握光伏發電數據和負荷預測，光儲協同策略比獨立儲能收益提升了約18%。“未來競爭的關鍵在于‘發—儲—用’協同能力，企業需要具備軟硬件一體化自研能力、對場景的深度理解能力以及全生命周期的長期服務能力。”
陳海生預測，隨著國家鼓勵10千瓦以上工商業用戶直接參與市場，工商業儲能的價差收益將完全由實際市場供需決定。“十五五”時期，工商業儲能將保持穩定增長，收益模式將成功蛻變為“波動的市場價差套利+需量管理+需求響應”，累計裝機有望突破30吉瓦。
業內普遍認為，多地取消固定分時電價不僅是政策的更迭，更是電改的不斷深化。新型電力系統的商業版圖，正在這場市場化洗禮中重塑。（記者 蘇南）
轉自：中國能源報
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