中國儲能網訊：隨著我國“雙碳”戰(zhàn)略的深入推進，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)已成為必然需求。在這一背景下，電力價格機制作為調節(jié)供需、引導投資、保障安全的最重要杠桿，也在發(fā)生深刻的改變。
國家發(fā)展改革委于2021年發(fā)布的《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）明確提出有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價，取消工商業(yè)目錄銷售電價。這一政策在上一輪電改“發(fā)電側競價上網，零售側目錄電價”的宏觀基調上，進一步實現了批零價格市場化銜接，為后續(xù)更深層次的價格結構調整奠定了制度基礎。
進入2025年后，零售側分時電價調整政策的演進速度進一步加快。國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2025〕1502號）明確了2026年電力市場的交易框架，文件中明確要求各地做好峰谷分時電價政策與市場交易電價的銜接，原則上直接參與市場的用戶不再執(zhí)行政府規(guī)定的分時電價。
根據發(fā)改價格〔2021〕1439號文，各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業(yè)代理購電。
也就是符合市場化交易要求的電力用戶，除了電網代理購電的用電企業(yè)之外，都可以被認為是“直接從電力市場購電的用戶”，這既包括了直接參與批發(fā)側交易的電力大用戶，也包括了通過售電公司代理購電的各類工商業(yè)電力用戶。根據發(fā)改價格〔2021〕1439號文，直接參與電力市場的用戶，所執(zhí)行的零售電價原則上都可以不執(zhí)行固定的分時和價格。
零售側分時電價改革的目的
一是打通批發(fā)-零售價格傳導鏈條。通過取消零售合同中的固定分時和固定峰谷電價，徹底釋放價格信號在零售端的靈活性，使得批發(fā)市場的價格波動能夠較為實時地傳導至最終消費側，從而在系統(tǒng)層面實現更高效率的削峰填谷和資源優(yōu)化配置。
二是激勵用戶側資源參與系統(tǒng)平衡。當價格信號充分傳導時，用戶將基于經濟理性主動調整用電行為，在高價時段減少用電或釋放儲能，在低價時段增加用電或充電儲能。這種分散化的負荷響應機制，較之于集中調度的行政指令更具效率和可持續(xù)性。同時也鼓勵了虛擬電廠運營商、負荷聚合商、售電公司等相關負荷側的市場化主體積極參與。
三是為批發(fā)側現貨市場全覆蓋奠定零售側基礎。發(fā)改辦體改〔2025〕394號文件要求2025年底基本實現電力現貨市場全覆蓋?，F貨市場的價格發(fā)現功能只有傳導至零售側才能充分發(fā)揮作用，取消固定分時電價是零售市場與現貨市場有效銜接的必要條件。
適應新型電力系統(tǒng)的電價的形成機制
筆者認為這種政策設計不僅是對市場化交易形式的優(yōu)化，更是對新型電力系統(tǒng)物理特性演變的適應過程。
在以常規(guī)電源為基礎的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，電價的確定性是核心，現貨價格反映的是邊際發(fā)電成本的競爭，也就是基于發(fā)電企業(yè)運行成本的定價邏輯，而固定的零售側分時電價則是這種思維在零售端的延續(xù)。
在新型電力系統(tǒng)中，由于大規(guī)模并網的風光新能源邊際發(fā)電幾乎為零，所以新能源大發(fā)時段在現貨市場上經常出現零電價甚至負電價；此外，新能源不發(fā)電時段，或者新能源出力波動的時段，需要極高的平衡和運行成本來應對風險，而這部分的投入的固定成本極高，比如火電靈活性改造、大規(guī)模儲能、負荷響應等。目前的零售側價格機制部分阻礙了靈活性成本的回收，所以這是一種基于CAPEX模型（資本支出模型）的定價模式。
工商業(yè)用戶全面入市后，工商業(yè)用戶的購電成本應逐步體現“市場邊際成本+系統(tǒng)安全與靈活性成本”。零售側分時電價改革，本質是為這種傳導提供制度接口：讓零售合同的價格結構具備隨批發(fā)價格變化的能力（動態(tài)分時、可變峰谷價差、與日前/現貨掛鉤等），從而把“系統(tǒng)運行約束”映射為“用戶側可感知價格”。
對各方的影響分析
要求售電公司實現從“渠道型售電”轉向“交易管理+風險管理”的能力變遷
當零售合同不再給出穩(wěn)定的固定峰谷價差，售電公司將面臨全面的系統(tǒng)性壓力。一是零售側定價能力的變化，以前不少售電公司基于固定的零售分時電價+確定的批發(fā)側中長期底價，通過渠道營銷獲得價差利潤，然后在短期和現貨市場上選擇“躺平”模式，靠天吃飯。但是未來零售側合同電量和價格的確定，需要基于負荷曲線、用戶可調性、行業(yè)工藝約束，對未來批發(fā)價格（中長期+現貨）進行情景化報價，而非簡單的“批零價差”，甚至需要“一企多價”；
二是批發(fā)側的價格風險，其批發(fā)波動更大，零售若承諾固定價將形成巨大敞口；
三是履約風險，即用戶實際用電偏離申報曲線，偏差成本在現貨市場中顯性化，一旦某些履約時段的現貨價格因為新能源處理波動導致大幅度抬高，則售電公司可能損失全部利潤。
對售電公司來說，未來需要在交易端建立更完整的“預測-計劃-交易-執(zhí)行-優(yōu)化-復盤”迭代閉環(huán)，需要進行負荷預測、風光預測（對購電組合影響）、多空倉位管理、場內外組合優(yōu)化、負荷側資源調度、輔助服務、電力價格保險等各種手段組合才能提高盈利能力。
同時在零售層，需要面向不同用戶推出“保底+浮動”“批發(fā)側均價傳遞+分成”“價格直連+服務費”“可中斷折扣”等多重結構化合約，售電公司從賣電轉為賣“價格風險兜底+用能曲線優(yōu)化”的服務。
固定分時與固定峰谷價差的取消，會顯著抬高售電公司的專業(yè)門檻，行業(yè)將加速分化與出清，交易能力弱、風控薄的主體生存空間被壓縮。
引導電力用戶從“被動響應峰谷”邁向“根據價格信號調整需求”
用戶側的變化同樣不是“電費漲跌”這么簡單，而是用電決策邏輯變化：
一是價格不確定性提高：用戶若選擇與市場掛鉤的零售方案，將感受到更真實的分時波動；這會倒逼用戶評估生產彈性、庫存策略、班次安排等；
二是對用電企業(yè)來說，負荷曲線的彈性將成為創(chuàng)造收益的資源：無論是可調節(jié)的周期性負荷，還是靈活性負荷，抑或是各類儲能裝置，只要能夠移峰、削峰、快速響應的資源，將通過更低的綜合購電成本或需求響應收益體現價值；
三是企業(yè)用能數字化水平的提升需求更為明確：更精細的分項計量、細化到四或者五級的分項用能、主要用電負荷預測、分布式“源網荷儲”的優(yōu)化調度控制，在動態(tài)分時/動態(tài)價差環(huán)境下具有直接經濟性；
四是不同行業(yè)對價格影響的分化：用電量大、連續(xù)性強、工藝剛性高的行業(yè)更看中中長期電量的“壓艙石效應”，對售電公司的價格和風險保障要求更高；可調性強的行業(yè)可能更喜歡與虛擬電廠運營商簽約，并把靈活性資源聚合后參與現貨聯(lián)動與需求響應獲得更高的價格回饋。
對批發(fā)側價格信號的反向傳導與影響
取消固定分時/固定峰谷價差，有利于批發(fā)側信號向下游傳導，但也會反過來改變批發(fā)市場的運行生態(tài)。
從下游往上游的反向影響來看，需求響應參與度提高會改變批發(fā)價格形態(tài)。更多負荷跟隨價格移動，會抑制極端高價、平滑凈負荷曲線，從而降低系統(tǒng)對高成本靈活性資源（比如調頻電廠、源網側儲能）的剛性依賴。
同時，也可能帶來新的波動來源，若大量負荷在同一價格信號下“同步動作”，比如在電價低谷時段同時啟動，可能引發(fā)二次峰谷或局部擁塞，促使市場進一步采用更精細的分區(qū)/節(jié)點價格機制與更嚴格的響應約束（響應確認、可用性考核等），反過來更推動電力系統(tǒng)，尤其是配電網運行管理精細化和電力市場交易產品顆粒度的精細化，帶動交易和調控運行的專業(yè)化。
對分布式光伏投資與交易的影響
在“更多新能源進入市場、批發(fā)價格更靈活”的趨勢下，分布式光伏（含工商業(yè)分布式）的投資收益邏輯將被顛覆。
一是分布式光伏從“以投定產”，轉換為“以消定投”，過去的分布式投資只是基于過去的負荷曲線，固定的電費單價格，只要確定了基本的消納容量就可以投資了，基本上投資多少、發(fā)多少、消納多少。但是未來企業(yè)的負荷可能不僅僅是跟著企業(yè)生產負荷走，還要跟著售電公司的靈活電價動態(tài)改變，影響企業(yè)負荷曲線的變量多了，光伏投資需要跟著資源的變化進行，投資需要考慮的因素和變量增加了。
二是分布式光伏從資產邏輯，變成資源邏輯。原有的分布式光伏收益模式較為簡單，自發(fā)自用部分跟著固定的分時電價走，上網部分有固定的消納政策和收購價格，但是批發(fā)側和零售側的電價放開，將迫使分布式光伏投資商從原有的簡單固定收益模型，轉換為動態(tài)收益模式，需要關注負荷、甚至過渡到分布式光伏+儲能+可控負荷的組合，將更能捕捉“低價充/高價用（或少買）”以及需求響應、容量/備用類機制（若地方探索推進）的潛在收益。
三是交易形態(tài)更豐富更專業(yè)。分布式主體若參與市場化交易（聚合、虛擬電廠等路徑），需要面對預測偏差、曲線申報、結算規(guī)則、偏差考核等專業(yè)要求；“固定分時、固定峰谷”弱化后，分布式收益波動更需要通過合約結構與運營能力來管理。
客觀上分布式光伏的投資方和運營-交易方將逐步分離，出現專業(yè)的多資源運營方，比如售電公司業(yè)務延伸，或者專業(yè)的負荷側聚合運營商，對包括分布式光伏在內的多種資源進行聚合調度、雙邊交易、多產品組合優(yōu)化。
小結
零售側分時電價改革（尤其是取消零售合同中固定分時與固定峰谷電價的做法）并非孤立政策，而是與“雙碳”帶來的新能源海量投資、新型電力系統(tǒng)建設、批發(fā)側市場化、現貨交易開展等多重因素交織演化的產物。
其內在變化的推動力：一是新能源高滲透使電能量的邊際成本在部分時段趨近于零；二是系統(tǒng)成本重心轉向安全與靈活性（爬坡、備用、調頻、預測誤差、約束管理等）；三是要把這些成本與稀缺性以價格形式傳遞給零售側，才能調動用戶側的響應與分布式投資；
當價格信號更透明，市場主體（售電公司、用戶、聚合商、分布式資源）必須以更專業(yè)的交易與運營方式參與系統(tǒng)優(yōu)化。所以筆者認為，分時電價的改革，將推動更適應新能源并網的市場體系、商業(yè)模式、技術模式的逐步形成。
零售側分時電價改革的深層結果，可以概括為以下三點：
一是電力交易與系統(tǒng)運行將更適應新能源大規(guī)模并網：通過更動態(tài)、更真實的分時價格，把凈負荷波動與靈活性需求傳導到用戶側，提升消納與系統(tǒng)韌性。
二是價格信號傳遞更透明：批發(fā)側的稀缺性、約束與靈活性成本將更直接影響零售側價格結構，減少“價表固定但系統(tǒng)成本劇變”的錯配。
三是各環(huán)節(jié)運營更專業(yè)化：售電公司從價差型競爭轉向交易管理與風險管理；用戶從被動接受分時價表轉向主動管理負荷與用能資產；分布式資源從單一發(fā)電收益轉向綜合系統(tǒng)價值變現。
