首页

 

多地宣布取消“政府核定的固定分时电价”，随之而来的，是电力行业盈利模式与风险承担方式的重新分配——市场进入大洗牌时期。

 

 

在探讨这个话题之前，首先要明确一点，取消的不是“分时定价”机制，而是“政府固定分时”。

 

表达上的毫厘之差，让不少人仅凭字面意思，对这轮调整产生了误解。政策要取消的，并不是峰谷分时这种定价方式，而是由政府核定的固定峰平谷时段与固定价差/浮动比例。

 

未来，市场化分时定价仍将延续，只是定价主体从政府转向市场。

 

从国家层面上看，2025年12月17日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，下称“1656号文”），明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；电网代理购电用户，仍由政府价格主管部门参考现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。

 

简单来说就是，入市用户的分时价格，交给市场形成；未入市的代理购电用户，继续保留一定行政分时的“安全阀”。

 

具体到各个省份，相关政策自2026年初开始集中落地。据统计，截至目前全国已有11个省市发布通知，提及“入市用户不再执行政府核定固定分时电价”，其中9地已明确落地，江苏、山西仍处于征求意见阶段。

 

各地的执行方式虽有差异，但结果基本一致——过去由政府划定时间表，企业按表用电、储能稳定套利的固定模式，已经一去不复返了。

 

 

如果把电力系统当成一台机器，分时电价长期承担的是“削峰填谷”的调控功能：给峰段更贵的电、给谷段更便宜的电，引导用户错峰用电。它在过去很有效，尤其是在煤电占主导、供给曲线更可控的年代。

 

可到了今天，固定峰谷这套模式已然失灵，归根结底，离不开两大因素的倒逼。

 

一、新能源从“补充”变成“主力”，固定峰谷对不上真实供需

 

过去二十年，煤电主导下的电力供应稳定可控，政府预设的峰谷时段能大致匹配供需。然而，随着近几年国内风光装机规模的稳步攀升，供给侧的波动性急剧放大。

 

国家能源局数据显示，截至2025年底，全国累计发电装机容量约38.9亿千瓦，同比增长16.1%；其中风电、太阳能累计并网装机首次超过18亿千瓦，达到18.4亿千瓦，占比约47.3%。

 

新能源的特点不是“便宜或贵”，而是“随机与波动”：正午光伏满发、深夜风电走强、阴天无风又骤降。供给曲线像“心电图”，而不是过去那条更平滑的线。

 

当中午电力充裕甚至过剩时，如果零售侧还按政府预设的“平段电价”去收费，本质上是在用静态规则管理动态系统：该便宜的时候不够便宜，该贵的时候不够贵，价格信号失真，调节压力与成本就会被放大。

 

 

更现实的矛盾来自市场结构：在光伏装机大省，午间往往是发电最高峰，但按照旧有的分时电价，这依然是电价的“平段”甚至“高峰”。这种错配导致了严重的市场扭曲：一方面，现货市场上频频出现的“负电价”，另一方面，零售侧依然维持的高昂固定电价。

 

据山东省能源局数据，2025年5月1日，山东实时现货交易均价跌至-13.02元/兆瓦时；同年9月，四川在结算试运行期间，出清价格最低触及-50元/兆瓦时。这种批发侧与零售侧的价格“双轨制”，制造了巨大的财务黑洞。

 

据中国电力企业联合会测算，2025年全国售电公司因双轨制价差导致的亏损总额超280亿元。电网与售电公司一边在现货市场高价接盘（或低价甚至负价时无法传导），一边在零售端按固定价格结算，这种“剪刀差”已难以为继。

 

1656号文的核心意图之一，就是让批发市场的价格变化趋势，能更顺畅地“同频”传导到零售侧，让价格回到它该做的事：反映稀缺、引导配置。

 

 

全面市场化 vs 有所保留

 

虽然地方细则的写法各不相同，但大体呈现出两类路径。

 

第一类：更强调“全面交给市场”

 

一些地区明确对直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全交由市场形成分时价格；并进一步界定市场化用户覆盖批发、零售两类用户。以陕西为例，当地明确指出：售电公司代理用户电价，将更多由市场批发均价传导形成，中午光伏大发时段可能成为电力市场的“价格洼地”。

 

第二类：聚焦入市工商业用户，代理购电仍保留行政分时

 

河南、贵州、云南等地在工商业分时电价新一轮调整中提出：参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价，而未入市的电网代理购电用户仍按原机制或优化后的行政分时执行。

 

仅凭政策，我们不能片面地说谁更保守，谁太激进。路径上的差异，更多是由当地现货市场的成熟度、用户参与能力与风险承受水平、电网代理购电规模占比等因素共同决定。

 

 

不可否认，这一变革对产业链的冲击是颠覆性的。表面上看，政府只是不再固定峰谷表，但底层逻辑，是电力产业链三大要素的重新分配：价格波动的风险、捕捉波动的能力、以及由此产生的利润。

 

首当其冲的便是售电公司。

 

售电公司：一年倒闭2000家

 

在固定分时环境里，售电公司更容易用标准化套餐管理用户预期；而当分时曲线更多由市场形成，售电公司如果仍停留在“低买高卖、赚价差”的单一模式，会同时遇到两道压力：

 

价差空间收窄：批零价差模式天然更薄、更卷；

 

风险暴露增加：批发侧波动更大，若没有对冲、没有产品设计，风险要么亏在自己身上，要么粗暴转嫁给用户，客户黏性会快速下滑。

 

一个残酷的现实摆在眼前。

 

2025年，全国有超过2000家售电公司注销。过去靠信息差和批零价差“倒买倒卖”的模式已是死路一条。

 

华北电力大学经济与管理学院副教授许传博认为，新政约束下，单纯的售电利润空间被极限压缩（如山东上限仅0.006元/千瓦时）。未来的售电公司必须转型为“综合能源管家”，为用户提供负荷预测、策略交易和风险管理服务。

 

工商业企业：比拼数字化能力

 

在固定分时电价时代，企业只需调整排产计划即可控制成本。而在现货市场联动的未来，企业面对的更像是“行情曲线”。什么时候用电最便宜，未必等于传统的“谷段”；什么时候用电最贵，也未必等于传统“峰段”；电价波动会更频繁，极端天气、系统紧张、现货价格变化都会更直接地传导。

 

因此也有人说，未来会是一场关于数字化能力的对决。

 

那些没有安装实时监测系统、缺乏数据建模分析能力的企业，将如同“盲人骑瞎马”。调研数据显示，未进行数字化改造的中小企业，平均电费支出较具备能力的企业高出22%-27%。它们无法预判电价走势，只能被动接受市场的高价时刻。

 

相反，具备调节能力的“灵活性用户”将迎来红利期。例如，电解铝、数据中心等高耗能企业，如果能通过数字化系统实现与电价波动的即时联动，在低价甚至负电价时段加大负荷，将获得显著的成本优势。

 

工商业储能：峰谷套利仍在，但不再稳定

 

过去几年，工商业储能的商业模式极其简单粗暴：利用政府划定的峰谷价差，低充高放，躺着赚钱。但在新规下，固定的峰谷时段消失，取而代之的是随供需实时波动的市场电价。

 

“传统的两充两放模型可能彻底失效。”一家头部储能企业的市场负责人表示，固定分时退出后，套利空间可能被压缩、也可能变得不稳定，确实会带来阶段性阵痛。

 

但这并不等于储能失去价值，只是价值兑现的方式需改改变：价差套利仍可能存在，但更依赖预测与策略执行；需量管理、削峰带来的容需量费用下降；用储能把便宜、富余的电，挪到更有价值的时段；辅助服务与需求响应，让储能为系统提供灵活性并获得补偿……

 

一句话概况：从“按表充放电”，到“按曲线做运营”。随着市场机制完善，更多交易品种会给储能提供新的收益通道。

 

新能源发电侧：规模≠安全

 

当中午成为价格洼地、甚至可能出现极低价、负价的压力时，新能源项目的关键不再只是“发了多少”，而是“能不能把电卖在更好的时段、能不能把波动变成可控”。光储融合、联合交易、以及更精细的合同结构，会成为收益稳定性的护城河。

 

 

最后再说争议，两个问题的答案，将直接决定未来两年，从业者的体感差异。

 

1、谁算“直接参与市场交易的用户”？

 

在实践里常见三类购电形态：批发用户、零售用户、代理购电用户。政策条文如何界定“直接参与”，各地可能存在细微差异。这将直接决定哪些用户更快暴露在市场分时波动下，也决定售电公司能提供怎样的零售套餐结构。

 

2、一步到位还是循序渐进？

 

如果现货价格形成机制仍受限、辅助服务与容量等配套不成熟，价格信号可能失真；此时贸然把波动完全推给终端，容易引发“适应性阵痛”。更稳的路径，是先把批发侧与现货机制做扎实，再分层推进零售侧产品化，同时保留代理购电的过渡安排。

 

这也是为什么我们看到，同样是落实1656号文，有的地方更彻底，有的地方更保留。无关决策层态度，只是承接条件差异。

 

2026年这场电改，标志着中国电力市场正式进入深水区。

 

短期来看，市场主体的阵痛不可避免。无论是新能源电厂需要配置储能以避免弃电，还是工商业用户需要投资数字化系统以对冲成本，亦或是售电公司需要重构盈利模型，整个行业都在经历一场从“政策红利”向“技术红利”的切换。

 

中金公司最新研报指出，随着2026年起市场化机制的全面铺开，电力产业链的价值天平将向具备调节能力和数字化能力的“买方”倾斜。

 

在这场博弈中，电力价格将不再是政府给予的保障，而是市场交易出来的结果。对于身处其中的每一个企业而言，只有适应规则、掌握算法、驾驭波动，才能在下一轮周期中活下来。