加上2025年已率先行動(dòng)的遼寧、陜西、四川，這六省的密集調(diào)整，都意味著延續(xù)多年的行政分時(shí)電價(jià)體系慢慢退出歷史舞臺(tái)。
從行政劃線到市場(chǎng)定價(jià)的必然跨越
這場(chǎng)變革的政策脈絡(luò)清晰可循。2024年12月，國(guó)家發(fā)改委、能源局首次聯(lián)合發(fā)文，提出“直接參與市場(chǎng)交易的電力用戶原則上不再執(zhí)行政府分時(shí)電價(jià)”，為改革埋下伏筆。
2025年2月，國(guó)家能源局推動(dòng)新能源電量全面入市，數(shù)萬(wàn)億千瓦時(shí)新能源發(fā)電量脫離計(jì)劃管控，直接進(jìn)入市場(chǎng)競(jìng)價(jià)，打破“計(jì)劃電”與“市場(chǎng)電”的界限。
同年12月，兩部委再度發(fā)文，明確“不對(duì)市場(chǎng)主體人為規(guī)定分時(shí)電價(jià)水平和時(shí)段”，要求電價(jià)由中長(zhǎng)期合約與現(xiàn)貨市場(chǎng)供需決定，將市場(chǎng)化定價(jià)推向不可逆軌道。
地方層面的響應(yīng)則呈現(xiàn)差異化路徑。陜西、遼寧率先“全面取消”，入市用戶徹底退出政府固定峰谷機(jī)制；
四川實(shí)行“季節(jié)性差異化管理”，僅保留7-8月汛期政府分時(shí)電價(jià)，其余時(shí)段放開零售側(cè)協(xié)商權(quán)限；
河南當(dāng)前處于征求意見階段，表示直接參與電力市場(chǎng)交易用戶不再執(zhí)行行政分時(shí)電價(jià)的同時(shí)優(yōu)化代理購(gòu)電規(guī)則，明確輸配電價(jià)不參與峰谷浮動(dòng)，值得注意的是，行業(yè)測(cè)算，河南峰谷價(jià)差或降30%；
山西同樣處于征求意見階段，云南則從2026年3月1日起開始執(zhí)行；
這場(chǎng)由點(diǎn)到面的調(diào)整，本質(zhì)是將分時(shí)電價(jià)的“行政指揮棒”換成“市場(chǎng)信號(hào)燈”，讓電價(jià)真實(shí)反映供需關(guān)系——光伏大發(fā)時(shí)可能跌至低谷甚至負(fù)價(jià)，晚高峰負(fù)荷激增時(shí)或飆升至高位。
固定峰谷價(jià)差的消亡以及盈利邏輯的重構(gòu)
政策沖擊直接瓦解行業(yè)根基。過去十年，“尖峰1.7倍、低谷0.3倍”的固定峰谷價(jià)差曾是儲(chǔ)能項(xiàng)目的“黃金地圖”，85%的項(xiàng)目收益依賴此模式，回本周期普遍控制在5年內(nèi)。
企業(yè)只需遵循“低谷充電、高峰放電”的簡(jiǎn)單邏輯，收益模型清晰可測(cè)。
然而當(dāng)前的現(xiàn)實(shí)截然不同。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的實(shí)時(shí)定價(jià)機(jī)制下，電價(jià)波動(dòng)成為常態(tài)，市場(chǎng)化程度較高的省份數(shù)據(jù)顯示，午間光伏大發(fā)時(shí)段電價(jià)常跌破0.3元/千瓦時(shí)，部分日照充足日觸及負(fù)電價(jià)；晚高峰19-21點(diǎn)，受工業(yè)與居民用電疊加影響，電價(jià)多次突破1.5元/千瓦時(shí)。
這種波動(dòng)讓傳統(tǒng)“兩充兩放”策略徹底失效——負(fù)電價(jià)時(shí)段充電可能虧損，錯(cuò)過高價(jià)窗口則現(xiàn)金流承壓。
更深遠(yuǎn)的影響在于行業(yè)邏輯重構(gòu)。改革主要針對(duì)工商業(yè)市場(chǎng)化用戶，居民和農(nóng)業(yè)用電基本不受影響，這意味著行業(yè)必須放棄“普惠式”增長(zhǎng)，轉(zhuǎn)向精細(xì)化運(yùn)營(yíng)。
儲(chǔ)能項(xiàng)目的核心價(jià)值不再依賴政策套利，而是取決于對(duì)市場(chǎng)波動(dòng)的適應(yīng)能力與資源整合能力。
用戶側(cè)破局之道藏在光儲(chǔ)融合中
值得一提的是，在市場(chǎng)化電價(jià)波動(dòng)下，“光伏+儲(chǔ)能”的光儲(chǔ)融合模式展現(xiàn)出強(qiáng)大韌性。
緣何這么說？問題核心在于解決新能源的“時(shí)空錯(cuò)配”問題：白天光伏大發(fā)時(shí)儲(chǔ)能吸收多余電力避免棄光，晚高峰電價(jià)高企時(shí)釋放電力實(shí)現(xiàn)“高價(jià)變現(xiàn)”。
據(jù)實(shí)踐表明，配套儲(chǔ)能可顯著降低用電成本。通過自建光伏與儲(chǔ)能系統(tǒng)，結(jié)合“保底電價(jià)+浮動(dòng)分成”合約，用戶既能享受光伏自發(fā)自用的低成本，又能通過儲(chǔ)能參與市場(chǎng)獲利，同時(shí)削減高峰負(fù)荷降低30%以上需量電費(fèi)。
這種“發(fā)電+儲(chǔ)能+交易”的綜合模式，將儲(chǔ)能從“成本項(xiàng)”轉(zhuǎn)化為“收益放大器”，成為應(yīng)對(duì)市場(chǎng)化電價(jià)的戰(zhàn)略選擇之一。
市場(chǎng)化不是終點(diǎn)而是新起點(diǎn)
2026年的分時(shí)電價(jià)謝幕，標(biāo)志著工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)從“政策紅利驅(qū)動(dòng)”轉(zhuǎn)向“技術(shù)創(chuàng)新與運(yùn)營(yíng)能力驅(qū)動(dòng)”。
需要再次強(qiáng)調(diào)的是，取消固定分時(shí)電價(jià)機(jī)制，并不是說電價(jià)回歸單一水平。政策調(diào)整的核心是廢止政府對(duì)峰谷時(shí)段的人工劃定及強(qiáng)制浮動(dòng)要求，而非廢除分時(shí)電價(jià)本身；
分時(shí)電價(jià)機(jī)制依然存在，但其時(shí)段劃分與價(jià)格浮動(dòng)將由市場(chǎng)供需動(dòng)態(tài)形成，讓價(jià)格信號(hào)真實(shí)反映不同時(shí)段的電力稀缺程度。
同時(shí)，改革有明確的適用范圍。調(diào)整更多的是聚焦于直接參與電力市場(chǎng)交易的工商業(yè)用戶，旨在通過市場(chǎng)化定價(jià)提升資源配置效率。
簡(jiǎn)言之，這是一場(chǎng)針對(duì)特定用戶群體的市場(chǎng)化定價(jià)探索，而非全面否定分時(shí)電價(jià)的功能價(jià)值。
此前就談過，2026年，將會(huì)有更多省跟進(jìn)取消行政分時(shí)電價(jià)，尤其是新能源發(fā)達(dá)、現(xiàn)貨市場(chǎng)完善的區(qū)域，當(dāng)下于工商儲(chǔ)而言，短期的陣痛不可避免，長(zhǎng)期的光景又是一片向好，市場(chǎng)化倒逼產(chǎn)業(yè)升級(jí)，推動(dòng)技術(shù)迭代與運(yùn)營(yíng)精細(xì)化；
那些高喊“賠錢也得干”的入局者，正以技術(shù)為劍、以運(yùn)營(yíng)為盾，在市場(chǎng)化浪潮中干出新路子！
