1月以来，全国11省市密集出台新政，明确对直接参与电力市场交易的工商业用户取消政府核定固定分时电价，将定价权利与市场责任同步交还市场，推动电价完全由市场供需自主形成。

此轮地方政策调整，是国家发改委、国家能源局联合印发的《电力中长期市场基本规则》（简称“1656号文”）的具体落地。

其最直接的影响，是长期依托固定峰谷价差套利的工商业储能企业，以及固守传统批零差盈利模式的售电公司，迎来经营逻辑的根本性重构——过往依赖政策红利的发展路径难以为继。

市场定价成主流方向

取消电力固定分时电价，并不意味着全天“一口价”。

记者梳理11省市的政策细则，发现主要变化表现在两方面：

一是取消了过去由政府统一设定的用电高峰、低谷固定时段和固定价差，不再实行“政府划定时段、设定价差”的管理模式；

二是保留分时电价机制，将其作为调节用电负荷、优化资源配置的市场化工具，但具体价格则完全由发电企业和电力用户通过市场确定，真正让市场主导定价。

华北电力大学经济与管理学院副教授许传博认为，“这是我国电力市场化改革‘水到渠成’的必然趋势”。

他解释称，当前，电力现货市场已实现了基本全覆盖，多数省份已具备按小时形成价格、真实反映供需的市场基础，若继续保留由政府核定的固定分时电价，反而会与现货价格形成“双轨制”，削弱价格信号的有效性。

另一方面，新能源装机占比快速攀升，尤其是光伏在中午时段集中出力，传统“峰高谷低”的固定分时结构已难以匹配实际供需特征，亟需通过市场化价格动态引导负荷、储能等灵活调节响应。

中电联电力发展研究院专业副总工程师杨萌表示：“11省市新政出台，标志着今后的电价形成机制将从以行政划分为特征的‘计划式’定价机制，转向以实时供需关系为核心的市场化定价机制。”

他说，相对而言，以往的固定分时电价难以精确匹配新能源“看天吃饭”的随机波动——中午光伏大发时电力充盈，极端天气下又会出现用电激增、供应趋紧，固定峰谷时段早已无法适配实际场景。新政实施后，电力价格由市场自发调节。当绿电充沛时，会形成价格洼地；当电力供需形势趋于紧张时，电价会同步抬升。”

11省市的政策细则内容，体现出了两类差异化模式：湖北、重庆等地全面覆盖批发、零售市场化用户，由市场根据实时供需关系自主形成分时价格，即“完全市场化”；河南、贵州、云南三地地则聚焦参与电力市场交易的工商业用户，对不参与市场交易的电网代理购电用户仍保留原有电价政策，即“有所保留”。

杨萌提出，“这两种差异化模式，主要基于用户参与能力、风险承受水平以及市场成熟度等方面的综合考量。”

行业转型迫在眉睫

业内人士认为，固定分时电价的退出，直接打破了售电与储能行业的传统盈利逻辑，阶段性阵痛随之而来。

许传博指出，过去售电公司靠批零价差盈利，与用户形成某种程度上的“对立关系”，如今新政约束下利润空间大幅压缩，山东等地售电利润上限仅0.006元/千瓦时，实际盈利更是难上加难。

工商业储能首当其冲，依赖固定峰谷套利的模式被彻底颠覆，存量项目面临运营升级压力，增量项目投资决策陷入迷茫。

挑战之下，主动求变成为唯一出路。

传统售电模式亟待重构，从赚差价的中间商转型为用户的能源管家。

杨萌认为，市场化价格体系能推动用户从被动的“价格接受者”转变为主动的“用电策略管理者”，这要求售电公司摒弃对立思维，与用户站在同一战线——凭借电力交易能力与用户负荷分析能力，通过虚拟电厂聚合、生产线柔性改造、园区物联网管控等方式，帮助用户降低用电成本，共享节能收益，形成订阅式、管家式的新型服务模式。

“单一套利时代已经落幕，多元盈利才是破局关键。”一位工商业储能从业者透露。

记者了解到，当前，该公司存量项目正加快智能化升级，依托高精度电价与负荷预测、AI实时策略优化捕捉市场化价差收益，同时拓展需量管理、动态扩容、光储融合等多元渠道，降低对单一价差的依赖；增量项目则紧跟市场趋势，适配“一充一放”主流运行模式，结合长时储能场景优化技术方案，以技术实力与运营能力筑牢发展根基。

模式创新适配市场

中国华电集团市场营销部电力市场处处长瞿萍认为，11省市取消固定分时电价，推动电力系统从“发电侧被动调节”转向“发用两侧双向互动”，以市场手段破解了新能源消纳与系统安全的核心矛盾。

“这场变革淘汰了粗放式、躺赢式经营模式，更赋能有技术、有创新的市场主体，推动行业从‘以钱赚钱’转向‘以智换钱’。”

业内认为，随着各地取消固定分时电价“朋友圈”的扩容，可以预见的是，从发电侧到用户侧、从储能企业到售电公司，这条全产业链的融合节奏将逐步加快。

例如，当下已有不少售电公司推出了“全托管式”电力交易服务，为工业用户提供负荷监测、电价预测、交易执行全流程服务，通过专业能力帮用户锁定低成本用电时段，服务费与节能收益挂钩，形成“共赢共生”的合作关系。

储能行业则在“技术迭代”与“场景融合”上寻求突破。为适配市场化下“一充一放、单次长时”的运行需求，储能企业推出兼容2小时、4小时场景的柔性产品，在长时储能场景中降低交流侧投入成本与运行损耗，从而提升项目整体收益。

在相关政策的激励下，第三方新能源资产运营商也应运而生，为存量储能项目提供专业化运营服务。

“这些运营商凭借对市场规则的深度理解、精准的价格预测模型和高效的充放电策略，让原本以投资换收益的储能设备成为‘会思考的盈利资产’。”许传博说。

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