分时电价，正在筛选一批“新能源人”！

分时电价的“取消”，到底会带来什么？

这段时间，多省密集发布了取消固定分时电价的通知文件，一时间，例如像云南、山西、重庆、湖北、陕西等地，都发布了相关通知或者征求意见稿。

但是很多人从字面意思上容易产生误解，在近期接二连三的通知文件下发中，不少小伙伴误以为是分时电价的取消，首先，取消固定分时电价并不是取消分时电价，如果分时电价取消，那么就是全天统一价了，在这整个电力市场中显然也是不现实的。

那么何为取消固定分时电价？

首先要说的是，分时电价并未完全取消，而是正在经历政策调整，主要变化是取消政府规定的固定分时电价，转向由市场决定的分时电价机制。

这一改变早在去年底国家层面就已经发出了明确的信号，2025年底，国家发改委、国家能源局联合下发《电力中长期市场基本规则》的通知。

其中第三十五条明确表示，对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。

分时电价的变革不是简单的政策调整，而是电力市场化改革在零售端的重大突破。过去，所有工商业用户在相同的时段面临相同的价格浮动，如同参加一场“统考”。

这种固定分时电价曾在不同用电时段间设置较大价差，高峰时段电价可能是低谷时段的1.5倍甚至更高，引导用户“削峰填谷”。

新能源的大规模并网使电力系统供需关系更加复杂，固定分时电价难以及时反映真实的市场状况。

目前，多个省份已发布取消固定分时电价的文件或征求意见稿。但是各省之间又存在着细微的差别。

例如云南省的政策最具代表性，明确区分了两类用户，电网代理购电用户仍执行政府规定的分时电价，直接参与电力市场交易的用户则不再执行。

陕西省则更进一步，直接取消了市场化用户的峰谷浮动政策。这意味着陕西省的工商业储能靠峰谷套利“躺赚”的日子将不复存在。

河南省的政策则更为细致，调整了工商业分时电价峰谷浮动基数。输配电价不再参与峰谷浮动，直接平抑了电价的波动幅度。尽管各省政策细节有所差异，但都朝着同一个方向。逐步减少政府定价，增加市场化形成机制。

市场化改革后，工商业用户面临新的选择。是继续由电网代理购电？是直接参与电力市场交易？不同选择将带来完全不同的电费结构和成本管理方式。

电网代理购电用户需要继续优化用电安排，利用好低谷时段降低成本。以云南为例，云南省的政策维持了原有的时段划分，即低谷时段为2:00—6:00、12:00—16:00，这也就意味着想要更好地控制成本，那么就要集中到将大量的用电需求集中到谷电区域内。

而直接参与市场交易的用户将获得更大自主权，可以根据自身的用电特性和风险承受能力，选择与发电企业协商或通过现货市场竞价形成分时电价。

企业需要将用电管理提升到战略高度，通过调整生产计划、投资自发电设施或储能系统来应对电价波动。

固定分时电价的取消对于光伏、储能的投资商来说，是根本性收益逻辑的转变，此前基于政府固定峰谷价差的收益模板已经不再适用。

未来峰平谷时段仍存在，但无固定时刻表，分时价格由中长期交易、现货出清自然生成，这也意味着用户电价随供需实时波动。届时，电价的交易则更像是股票市场。

此前午间谷电的延长，则像是一把利剑插入了光伏心脏，这个黄金发电期被贴上“低谷”的价格标签，不配备储能的光伏电站，其盈利模型极易遭遇成本倒挂。

早在25年上半年，就光伏电站投资商直言，午间电价的断崖式下跌，让我们的IRR预期从12%直接掉到了7%以下。在这个收益水平下，新项目根本没法立项。

而固定电价的“变革”意味着光伏发电的高峰时段与用电高峰时段的错位可能会进一步加剧。当然，这一变化对光伏电站来说既是挑战也是机遇，挑战在于传统收益模式会被打破，机遇在于催生新的商业模式。

这一背景下，早年间的光伏资产持有者开始向光伏资产运营者转变，对于投资上来说，考虑不再是初始投资的成本，更取决于后期的运营，例如能否在最合适的时间充放电、能否参与辅助服务市场、能否与用户共享节能收益。

面对新的市场环境，售电公司也面临转型升级的核心压力。在过去，售电公司主要通过信息不对称赚取固定差价。而固定分时电价退场，将基本终结售电业务粗放式 “低价抢单、固定套利”模式。

未来，售电公司的核心竞争力将转向精准预测电价走势、设计个性化用电方案和运用金融工具对冲风险的能力。那些只能提供单一电价套餐的售电公司将难以生存。

成功的售电公司需要转型为综合能源服务商，为用户提供包括能效管理、分布式发电、储能优化等在内的全方位服务。

未来，电力市场化的核心是定价权将从“政府规定”到“市场形成”转移。随着电力市场在全国范围内的深化，“什么时候用电”将变得和“用多少电”同等重要。

作者 | 光伏盒子

产联社经授权发布

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