加上2025年已率先行动的辽宁、陕西、四川，这六省的密集调整，都意味着延续多年的行政分时电价体系慢慢退出历史舞台。
从行政划线到市场定价的必然跨越
这场变革的政策脉络清晰可循。2024年12月，国家发改委、能源局首次联合发文，提出“直接参与市场交易的电力用户原则上不再执行政府分时电价”，为改革埋下伏笔。
2025年2月，国家能源局推动新能源电量全面入市，数万亿千瓦时新能源发电量脱离计划管控，直接进入市场竞价，打破“计划电”与“市场电”的界限。
同年12月，两部委再度发文，明确“不对市场主体人为规定分时电价水平和时段”，要求电价由中长期合约与现货市场供需决定，将市场化定价推向不可逆轨道。
地方层面的响应则呈现差异化路径。陕西、辽宁率先“全面取消”，入市用户彻底退出政府固定峰谷机制；
四川实行“季节性差异化管理”，仅保留7-8月汛期政府分时电价，其余时段放开零售侧协商权限；
河南当前处于征求意见阶段，表示直接参与电力市场交易用户不再执行行政分时电价的同时优化代理购电规则，明确输配电价不参与峰谷浮动，值得注意的是，行业测算，河南峰谷价差或降30%；
山西同样处于征求意见阶段，云南则从2026年3月1日起开始执行；
这场由点到面的调整，本质是将分时电价的“行政指挥棒”换成“市场信号灯”，让电价真实反映供需关系——光伏大发时可能跌至低谷甚至负价，晚高峰负荷激增时或飙升至高位。
固定峰谷价差的消亡以及盈利逻辑的重构
政策冲击直接瓦解行业根基。过去十年，“尖峰1.7倍、低谷0.3倍”的固定峰谷价差曾是储能项目的“黄金地图”，85%的项目收益依赖此模式，回本周期普遍控制在5年内。
企业只需遵循“低谷充电、高峰放电”的简单逻辑，收益模型清晰可测。
然而当前的现实截然不同。电力现货市场的实时定价机制下，电价波动成为常态，市场化程度较高的省份数据显示，午间光伏大发时段电价常跌破0.3元/千瓦时，部分日照充足日触及负电价；晚高峰19-21点，受工业与居民用电叠加影响，电价多次突破1.5元/千瓦时。
这种波动让传统“两充两放”策略彻底失效——负电价时段充电可能亏损，错过高价窗口则现金流承压。
更深远的影响在于行业逻辑重构。改革主要针对工商业市场化用户，居民和农业用电基本不受影响，这意味着行业必须放弃“普惠式”增长，转向精细化运营。
储能项目的核心价值不再依赖政策套利，而是取决于对市场波动的适应能力与资源整合能力。
用户侧破局之道藏在光储融合中
值得一提的是，在市场化电价波动下，“光伏+储能”的光储融合模式展现出强大韧性。
缘何这么说？问题核心在于解决新能源的“时空错配”问题：白天光伏大发时储能吸收多余电力避免弃光，晚高峰电价高企时释放电力实现“高价变现”。
据实践表明，配套储能可显著降低用电成本。通过自建光伏与储能系统，结合“保底电价+浮动分成”合约，用户既能享受光伏自发自用的低成本，又能通过储能参与市场获利，同时削减高峰负荷降低30%以上需量电费。
这种“发电+储能+交易”的综合模式，将储能从“成本项”转化为“收益放大器”，成为应对市场化电价的战略选择之一。
市场化不是终点而是新起点
2026年的分时电价谢幕，标志着工商业储能行业从“政策红利驱动”转向“技术创新与运营能力驱动”。
需要再次强调的是，取消固定分时电价机制，并不是说电价回归单一水平。政策调整的核心是废止政府对峰谷时段的人工划定及强制浮动要求，而非废除分时电价本身；
分时电价机制依然存在，但其时段划分与价格浮动将由市场供需动态形成，让价格信号真实反映不同时段的电力稀缺程度。
同时，改革有明确的适用范围。调整更多的是聚焦于直接参与电力市场交易的工商业用户，旨在通过市场化定价提升资源配置效率。
简言之，这是一场针对特定用户群体的市场化定价探索，而非全面否定分时电价的功能价值。
此前就谈过，2026年，将会有更多省跟进取消行政分时电价，尤其是新能源发达、现货市场完善的区域，当下于工商储而言，短期的阵痛不可避免，长期的光景又是一片向好，市场化倒逼产业升级，推动技术迭代与运营精细化；
那些高喊“赔钱也得干”的入局者，正以技术为剑、以运营为盾，在市场化浪潮中干出新路子！
