中國儲能網(wǎng)訊：1月以來，全國11省市密集出臺新政，明確對直接參與電力市場交易的工商業(yè)用戶取消政府核定固定分時電價，將定價權(quán)利與市場責任同步交還市場，推動電價完全由市場供需自主形成。
此輪地方政策調(diào)整，是國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《電力中長期市場基本規(guī)則》（簡稱“1656號文”）的具體落地。
其最直接的影響，是長期依托固定峰谷價差套利的工商業(yè)儲能企業(yè)，以及固守傳統(tǒng)批零差盈利模式的售電公司，迎來經(jīng)營邏輯的根本性重構(gòu)——過往依賴政策紅利的發(fā)展路徑難以為繼。
市場定價成主流方向
取消電力固定分時電價，并不意味著全天“一口價”。
記者梳理11省市的政策細則，發(fā)現(xiàn)主要變化表現(xiàn)在兩方面：
一是取消了過去由政府統(tǒng)一設(shè)定的用電高峰、低谷固定時段和固定價差，不再實行“政府劃定時段、設(shè)定價差”的管理模式；
二是保留分時電價機制，將其作為調(diào)節(jié)用電負荷、優(yōu)化資源配置的市場化工具，但具體價格則完全由發(fā)電企業(yè)和電力用戶通過市場確定，真正讓市場主導定價。
華北電力大學經(jīng)濟與管理學院副教授許傳博認為，“這是我國電力市場化改革‘水到渠成’的必然趨勢”。
他解釋稱，當前，電力現(xiàn)貨市場已實現(xiàn)了基本全覆蓋，多數(shù)省份已具備按小時形成價格、真實反映供需的市場基礎(chǔ)，若繼續(xù)保留由政府核定的固定分時電價，反而會與現(xiàn)貨價格形成“雙軌制”，削弱價格信號的有效性。
另一方面，新能源裝機占比快速攀升，尤其是光伏在中午時段集中出力，傳統(tǒng)“峰高谷低”的固定分時結(jié)構(gòu)已難以匹配實際供需特征，亟需通過市場化價格動態(tài)引導負荷、儲能等靈活調(diào)節(jié)響應(yīng)。
中電聯(lián)電力發(fā)展研究院專業(yè)副總工程師楊萌表示：“11省市新政出臺，標志著今后的電價形成機制將從以行政劃分為特征的‘計劃式’定價機制，轉(zhuǎn)向以實時供需關(guān)系為核心的市場化定價機制?！?
他說，相對而言，以往的固定分時電價難以精確匹配新能源“看天吃飯”的隨機波動——中午光伏大發(fā)時電力充盈，極端天氣下又會出現(xiàn)用電激增、供應(yīng)趨緊，固定峰谷時段早已無法適配實際場景。新政實施后，電力價格由市場自發(fā)調(diào)節(jié)。當綠電充沛時，會形成價格洼地；當電力供需形勢趨于緊張時，電價會同步抬升?！?
11省市的政策細則內(nèi)容，體現(xiàn)出了兩類差異化模式：陜西、重慶等地全面覆蓋批發(fā)、零售市場化用戶，由市場根據(jù)實時供需關(guān)系自主形成分時價格，即“完全市場化”；河南、貴州、云南等地地則聚焦參與電力市場交易的工商業(yè)用戶，對不參與市場交易的電網(wǎng)代理購電用戶仍保留原有電價政策，即“有所保留”。
楊萌提出，“這兩種差異化模式，主要基于用戶參與能力、風險承受水平以及市場成熟度等方面的綜合考量?！?
行業(yè)轉(zhuǎn)型迫在眉睫
業(yè)內(nèi)人士認為，固定分時電價的退出，直接打破了售電與儲能行業(yè)的傳統(tǒng)盈利邏輯，階段性陣痛隨之而來。
許傳博指出，過去售電公司靠批零價差盈利，與用戶形成某種程度上的“對立關(guān)系”，如今新政約束下利潤空間大幅壓縮，山東等地售電利潤上限僅0.006元/千瓦時，實際盈利更是難上加難。
工商業(yè)儲能首當其沖，依賴固定峰谷套利的模式被徹底顛覆，存量項目面臨運營升級壓力，增量項目投資決策陷入迷茫。
挑戰(zhàn)之下，主動求變成為唯一出路。
傳統(tǒng)售電模式亟待重構(gòu)，從賺差價的中間商轉(zhuǎn)型為用戶的能源管家。
楊萌認為，市場化價格體系能推動用戶從被動的“價格接受者”轉(zhuǎn)變?yōu)橹鲃拥摹坝秒姴呗怨芾碚摺保@要求售電公司摒棄對立思維，與用戶站在同一戰(zhàn)線——憑借電力交易能力與用戶負荷分析能力，通過虛擬電廠聚合、生產(chǎn)線柔性改造、園區(qū)物聯(lián)網(wǎng)管控等方式，幫助用戶降低用電成本，共享節(jié)能收益，形成訂閱式、管家式的新型服務(wù)模式。
“單一套利時代已經(jīng)落幕，多元盈利才是破局關(guān)鍵?！币晃还ど虡I(yè)儲能從業(yè)者透露。
記者了解到，當前，該公司存量項目正加快智能化升級，依托高精度電價與負荷預測、AI實時策略優(yōu)化捕捉市場化價差收益，同時拓展需量管理、動態(tài)擴容、光儲融合等多元渠道，降低對單一價差的依賴；增量項目則緊跟市場趨勢，適配“一充一放”主流運行模式，結(jié)合長時儲能場景優(yōu)化技術(shù)方案，以技術(shù)實力與運營能力筑牢發(fā)展根基。
模式創(chuàng)新適配市場
中國華電集團市場營銷部電力市場處處長瞿萍認為，11省市取消固定分時電價，推動電力系統(tǒng)從“發(fā)電側(cè)被動調(diào)節(jié)”轉(zhuǎn)向“發(fā)用兩側(cè)雙向互動”，以市場手段破解了新能源消納與系統(tǒng)安全的核心矛盾。
“這場變革淘汰了粗放式、躺贏式經(jīng)營模式，更賦能有技術(shù)、有創(chuàng)新的市場主體，推動行業(yè)從‘以錢賺錢’轉(zhuǎn)向‘以智換錢’?！?
業(yè)內(nèi)認為，隨著各地取消固定分時電價“朋友圈”的擴容，可以預見的是，從發(fā)電側(cè)到用戶側(cè)、從儲能企業(yè)到售電公司，這條全產(chǎn)業(yè)鏈的融合節(jié)奏將逐步加快。
例如，當下已有不少售電公司推出了“全托管式”電力交易服務(wù)，為工業(yè)用戶提供負荷監(jiān)測、電價預測、交易執(zhí)行全流程服務(wù)，通過專業(yè)能力幫用戶鎖定低成本用電時段，服務(wù)費與節(jié)能收益掛鉤，形成“共贏共生”的合作關(guān)系。
儲能行業(yè)則在“技術(shù)迭代”與“場景融合”上尋求突破。為適配市場化下“一充一放、單次長時”的運行需求，儲能企業(yè)推出兼容2小時、4小時場景的柔性產(chǎn)品，在長時儲能場景中降低交流側(cè)投入成本與運行損耗，從而提升項目整體收益。
在相關(guān)政策的激勵下，第三方新能源資產(chǎn)運營商也應(yīng)運而生，為存量儲能項目提供專業(yè)化運營服務(wù)。
“這些運營商憑借對市場規(guī)則的深度理解、精準的價格預測模型和高效的充放電策略，讓原本以投資換收益的儲能設(shè)備成為‘會思考的盈利資產(chǎn)’。”許傳博說。
