浙江电价新政的"手术刀"：一场从"行政定价"到"市场信号"的能源革命

一份分时电价优化政策的落地，正在浙江能源圈掀起波澜。这不是普通的政策调整，而是一场对电力市场底层逻辑的重构。5月底，浙江省发展改革委、省能源局联合印发的浙发改价格〔2026〕112号文，将于7月1日起正式实施。业内人士称，这是浙江电力市场化改革以来对分时电价"动刀最狠"的一次。

要理解这场改革的深意，需要回到电力系统的本源：电价从来不只是价格，更是信号。而这一次，浙江要修正一个已经失灵的信号系统。

一、"鸭子曲线"的错配困局

浙江的电源结构正经历一场历史性重构。截至2025年底，浙江省内清洁电源装机突破1亿千瓦大关，占全省电源装机的56.8%。其中光伏是绝对主力，总装机达到6429万千瓦，较2020年末飙升324%，超越煤电跃居浙江第一大装机电源。

但光伏"看天吃饭"的特性彻底改变了电网的净负荷形态。国网浙江省电力有限公司营销部相关专家芦鹏飞介绍，随着浙江电网"含绿量"不断提升，"鸭子曲线"出现频率进一步增高——日间光伏满发充沛，电网净负荷被大幅压低；日暮后光伏出力归零，晚间居民用电集中攀升，净负荷快速冲高，形成"鸭脖"形状，甚至演变为"峡谷曲线"。

问题在于，旧版分时电价政策仍停留在煤电主导时代的"源随荷动"逻辑中。在旧政划定的日间尖高峰时段，正是光伏大发期，电力供给较为充裕，但高位电价反而抑制了市场用电需求；而在傍晚过后，电网净负荷直线飙升，旧分时电价却以平段为主，价格信号暗示"现在便宜，多用点电"。

这种双重错配的代价很现实。2025年，浙江全社会最高用电负荷达到1.31亿千瓦，最大峰谷差突破4271万千瓦，峰谷差率超过32.6%，是全国电力系统峰谷差最高的省份之一。然而，全年真正出现用电尖峰的时段不过几十小时。为了这短暂的几十小时，需要启用昂贵的天然气发电，高价抢购外来电，甚至不得不新建电厂和输电网。

电价信号若停留在旧时代的剧本里，将导致供需信号失灵，及时调整就成了唯一出路。

二、新政的"三优化一建立"：用市场信号匹配现实供需

国网浙江电力财务部专家胡嘉骅认为，随着电力系统从"源随荷动"向"源荷互动"转型，电价政策将在有效反映供需关系、调动各方调节潜力上发挥更加重要的作用。

新政的核心是"三优化一建立"：

首先优化分时时段设置。新政将上午8:00-11:00的高峰/尖峰时段整体削平为平时段，下午至晚间16:00—23:00被统一划为高峰（夏冬季含尖峰）时段，午间低谷从2小时延长至3小时，为新能源消纳创造更大空间。

其次优化计价基数和浮动比例。新政将分时电价的计价基数调整为上网电价、上网线损费用、系统运行费三部分，输配电价和政府性基金及附加不再参与浮动。这样一来，政府核定的固定价格从分时浮动中剥离，电价更能真实反映市场供需的波动。

第三优化电动汽车充放电价格政策。经营性充换电设施午间低谷起始时点提前半小时，同时出台支持性放电价格政策，鼓励具备V2G能力的充换电设施参与车网互动。

此外，新政建立了分时电价动态调整机制，以年度为周期对峰谷时段、浮动比例等进行调整，让价格信号跟上供需变化的节奏。

三、工商业主体：在新的价格信号中重新定位

新政实施后，浙江513万户工商业主体将面临全新的成本管理范式。

大工业用户需全年强制执行分时电价。那些"机器不停、产线不歇"连续生产的企业，将直面下午至晚间连续7小时的高峰电价压力。但换个角度，午间低谷更长了，还多了"深谷"——只要愿意把部分生产负荷挪一挪，降本空间不小。

以年用电10亿千瓦时的钢铁企业为例，若能将10%的高峰用电挪到低谷时段，年节约电费可超2000万元。这笔钱，够上一套不错的储能系统，或者完成一轮深度的节能改造。

新政保留了一般工商业用户的自主选择权：可选执行或不执行分时电价，选定后12个月内保持不变。这个"可选项"让不同行业有了根据自己的节奏理性投票的机会。

零售、餐饮、酒店等行业，高峰期基本就是傍晚到夜间的营业时间，正好是新政的高峰时段，选择不执行可能更划算。而对仓储物流、数据中心这类负荷稳定、又能灵活调度的用户来说，低谷电价就是实打实的红利。

当电价信号真正开始反映每一度电的社会成本，"削峰填谷"就不再只是哪一方的苦差事，而是全社会基于市场信号的自发选择。

四、新能源与储能：从"套利工具"回归"系统工具"

反观光伏、储能行业，新政出台后，"凭真本事吃饭"的紧迫感愈发强烈。

政策释放的信号很明确：储能不能再只当"金融套利工具"，必须回到"电力系统调节工具"的本位上来。

过去那种依赖峰谷价差、靠"两充两放"稳稳赚钱的盈利模式被新政改写。两次"谷充峰放"变成了一次"谷充峰放"、一次"谷充平放"，项目峰谷价差套利收益也将受影响。据测算，储能项目投资收益率将降至约16%。

储能不再是一个孤立的充放电设施，而是嵌入到更灵活的能源服务网络中："基础套利＋需量管理＋虚拟电厂＋光储协同"等多元收益模式，正在取代过去单一的峰谷价差盈利逻辑。

短期来看，分时电价调整确实会放慢项目落地节奏。靠低价抢项目、缺技术、少运营的小厂商会逐步被市场淘汰，行业面临一轮洗牌。但长期来看，"双碳"目标下，工商业储能依然是刚需，对那些懂技术、会运营的综合能源服务企业来说，反而是深耕市场、绑定长期客户的关键机遇。

光伏行业的重心，同样要从投资转向运营。午间低谷和深谷时长的增加，带来了一体两面的影响。一方面，深谷机制将引导用户多用绿电，从需求侧改善了消纳环境。另一方面，光伏在正午大发时段的自发自用度电价值被调低。光伏需要主动配合储能，参与市场交易，真正成为一个可调节的系统电源。

五、未来：动态电价时代的来临

分时电价动态调整之外，新能源全量入市、分布式光伏新规、电力现货交易机制相继落地，新能源行业正全面进入电力市场时代。那些依赖固定峰谷时段、固定价差比例、稳定政策保护的旧模式，根基渐失。

阵痛难免，却也孕育着真正的转机。接受并善用市场价格信号，也将真正引导新能源产业从粗放式的规模扩张，迈向与新型电力系统协同共进的高质量发展之路。

对于期望穿越周期的企业和从业者来说，比拼运营能力、场景组合和成本管控的时候到了。浙江这次电价改革，不仅是对现有政策的优化，更是对未来电力市场形态的一次重要预演。当价格真正成为反映供需关系的信号时，整个能源系统的运行效率将得到根本性提升。

这场始于浙江的电价"手术"，其影响将远超一省范围。它预示着中国电力市场改革的一个新方向：从行政定价走向市场定价，从计划分配走向信号引导，从源随荷动走向源荷互动。