多地宣布取消！告別“政府定價”后，光伏、儲能、售電…誰在裸泳？
光伏產(chǎn)業(yè)網(wǎng)訊
發(fā)布日期：2026-02-10
核心提示：
2026年這場電改，標志著中國電力市場正式進入深水區(qū)。
2026年伊始，一場重塑電力定價邏輯的變革正在全國范圍內(nèi)密集落地。
多地宣布取消“政府核定的固定分時電價”，隨之而來的，是電力行業(yè)盈利模式與風險承擔方式的重新分配——市場進入大洗牌時期。
在探討這個話題之前，首先要明確一點，取消的不是“分時定價”機制，而是“政府固定分時”。
表達上的毫厘之差，讓不少人僅憑字面意思，對這輪調(diào)整產(chǎn)生了誤解。政策要取消的，并不是峰谷分時這種定價方式，而是由政府核定的固定峰平谷時段與固定價差/浮動比例。
未來，市場化分時定價仍將延續(xù)，只是定價主體從政府轉(zhuǎn)向市場。
從國家層面上看，2025年12月17日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力中長期市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕1656號，下稱“1656號文”），明確自2026年3月1日起，直接參與市場交易的經(jīng)營主體，不再人為規(guī)定分時電價水平和時段；電網(wǎng)代理購電用戶，仍由政府價格主管部門參考現(xiàn)貨市場價格水平，統(tǒng)籌優(yōu)化峰谷時段劃分和價格浮動比例。
簡單來說就是，入市用戶的分時價格，交給市場形成；未入市的代理購電用戶，繼續(xù)保留一定行政分時的“安全閥”。
具體到各個省份，相關(guān)政策自2026年初開始集中落地。據(jù)統(tǒng)計，截至目前全國已有11個省市發(fā)布通知，提及“入市用戶不再執(zhí)行政府核定固定分時電價”，其中9地已明確落地，江蘇、山西仍處于征求意見階段。
各地的執(zhí)行方式雖有差異，但結(jié)果基本一致——過去由政府劃定時間表，企業(yè)按表用電、儲能穩(wěn)定套利的固定模式，已經(jīng)一去不復返了。
為什么現(xiàn)在要改？
如果把電力系統(tǒng)當成一臺機器，分時電價長期承擔的是“削峰填谷”的調(diào)控功能：給峰段更貴的電、給谷段更便宜的電，引導用戶錯峰用電。它在過去很有效，尤其是在煤電占主導、供給曲線更可控的年代。
可到了今天，固定峰谷這套模式已然失靈，歸根結(jié)底，離不開兩大因素的倒逼。
一、新能源從“補充”變成“主力”，固定峰谷對不上真實供需
過去二十年，煤電主導下的電力供應穩(wěn)定可控，政府預設(shè)的峰谷時段能大致匹配供需。然而，隨著近幾年國內(nèi)風光裝機規(guī)模的穩(wěn)步攀升，供給側(cè)的波動性急劇放大。
國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2025年底，全國累計發(fā)電裝機容量約38.9億千瓦，同比增長16.1%；其中風電、太陽能累計并網(wǎng)裝機首次超過18億千瓦，達到18.4億千瓦，占比約47.3%。
新能源的特點不是“便宜或貴”，而是“隨機與波動”：正午光伏滿發(fā)、深夜風電走強、陰天無風又驟降。供給曲線像“心電圖”，而不是過去那條更平滑的線。
當中午電力充裕甚至過剩時，如果零售側(cè)還按政府預設(shè)的“平段電價”去收費，本質(zhì)上是在用靜態(tài)規(guī)則管理動態(tài)系統(tǒng)：該便宜的時候不夠便宜，該貴的時候不夠貴，價格信號失真，調(diào)節(jié)壓力與成本就會被放大。
二、批發(fā)側(cè)隨行就市，零售側(cè)長期固定，制造巨大的財務黑洞
更現(xiàn)實的矛盾來自市場結(jié)構(gòu)：在光伏裝機大省，午間往往是發(fā)電最高峰，但按照舊有的分時電價，這依然是電價的“平段”甚至“高峰”。這種錯配導致了嚴重的市場扭曲：一方面，現(xiàn)貨市場上頻頻出現(xiàn)的“負電價”，另一方面，零售側(cè)依然維持的高昂固定電價。
據(jù)山東省能源局數(shù)據(jù)，2025年5月1日，山東實時現(xiàn)貨交易均價跌至-13.02元/兆瓦時；同年9月，四川在結(jié)算試運行期間，出清價格最低觸及-50元/兆瓦時。這種批發(fā)側(cè)與零售側(cè)的價格“雙軌制”，制造了巨大的財務黑洞。
據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會測算，2025年全國售電公司因雙軌制價差導致的虧損總額超280億元。電網(wǎng)與售電公司一邊在現(xiàn)貨市場高價接盤（或低價甚至負價時無法傳導），一邊在零售端按固定價格結(jié)算，這種“剪刀差”已難以為繼。
1656號文的核心意圖之一，就是讓批發(fā)市場的價格變化趨勢，能更順暢地“同頻”傳導到零售側(cè)，讓價格回到它該做的事：反映稀缺、引導配置。
各地怎么做？
全面市場化 vs 有所保留
雖然地方細則的寫法各不相同，但大體呈現(xiàn)出兩類路徑。
第一類：更強調(diào)“全面交給市場”
一些地區(qū)明確對直接參與中長期交易的市場主體，不再人為劃定電價時段與水平，完全交由市場形成分時價格；并進一步界定市場化用戶覆蓋批發(fā)、零售兩類用戶。以陜西為例，當?shù)孛鞔_指出：售電公司代理用戶電價，將更多由市場批發(fā)均價傳導形成，中午光伏大發(fā)時段可能成為電力市場的“價格洼地”。
第二類：聚焦入市工商業(yè)用戶，代理購電仍保留行政分時
河南、貴州、云南等地在工商業(yè)分時電價新一輪調(diào)整中提出：參與電力市場的工商業(yè)用戶不再執(zhí)行固定分時電價，而未入市的電網(wǎng)代理購電用戶仍按原機制或優(yōu)化后的行政分時執(zhí)行。
僅憑政策，我們不能片面地說誰更保守，誰太激進。路徑上的差異，更多是由當?shù)噩F(xiàn)貨市場的成熟度、用戶參與能力與風險承受水平、電網(wǎng)代理購電規(guī)模占比等因素共同決定。
洗牌從誰開始？
不可否認，這一變革對產(chǎn)業(yè)鏈的沖擊是顛覆性的。表面上看，政府只是不再固定峰谷表，但底層邏輯，是電力產(chǎn)業(yè)鏈三大要素的重新分配：價格波動的風險、捕捉波動的能力、以及由此產(chǎn)生的利潤。
首當其沖的便是售電公司。
售電公司：一年倒閉2000家
在固定分時環(huán)境里，售電公司更容易用標準化套餐管理用戶預期；而當分時曲線更多由市場形成，售電公司如果仍停留在“低買高賣、賺價差”的單一模式，會同時遇到兩道壓力：
價差空間收窄：批零價差模式天然更薄、更卷；
風險暴露增加：批發(fā)側(cè)波動更大，若沒有對沖、沒有產(chǎn)品設(shè)計，風險要么虧在自己身上，要么粗暴轉(zhuǎn)嫁給用戶，客戶黏性會快速下滑。
一個殘酷的現(xiàn)實擺在眼前。
2025年，全國有超過2000家售電公司注銷。過去靠信息差和批零價差“倒買倒賣”的模式已是死路一條。
華北電力大學經(jīng)濟與管理學院副教授許傳博認為，新政約束下，單純的售電利潤空間被極限壓縮（如山東上限僅0.006元/千瓦時）。未來的售電公司必須轉(zhuǎn)型為“綜合能源管家”，為用戶提供負荷預測、策略交易和風險管理服務。
工商業(yè)企業(yè)：比拼數(shù)字化能力
在固定分時電價時代，企業(yè)只需調(diào)整排產(chǎn)計劃即可控制成本。而在現(xiàn)貨市場聯(lián)動的未來，企業(yè)面對的更像是“行情曲線”。什么時候用電最便宜，未必等于傳統(tǒng)的“谷段”；什么時候用電最貴，也未必等于傳統(tǒng)“峰段”；電價波動會更頻繁，極端天氣、系統(tǒng)緊張、現(xiàn)貨價格變化都會更直接地傳導。
因此也有人說，未來會是一場關(guān)于數(shù)字化能力的對決。
那些沒有安裝實時監(jiān)測系統(tǒng)、缺乏數(shù)據(jù)建模分析能力的企業(yè)，將如同“盲人騎瞎馬”。調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，未進行數(shù)字化改造的中小企業(yè)，平均電費支出較具備能力的企業(yè)高出22%-27%。它們無法預判電價走勢，只能被動接受市場的高價時刻。
相反，具備調(diào)節(jié)能力的“靈活性用戶”將迎來紅利期。例如，電解鋁、數(shù)據(jù)中心等高耗能企業(yè)，如果能通過數(shù)字化系統(tǒng)實現(xiàn)與電價波動的即時聯(lián)動，在低價甚至負電價時段加大負荷，將獲得顯著的成本優(yōu)勢。
工商業(yè)儲能：峰谷套利仍在，但不再穩(wěn)定
過去幾年，工商業(yè)儲能的商業(yè)模式極其簡單粗暴：利用政府劃定的峰谷價差，低充高放，躺著賺錢。但在新規(guī)下，固定的峰谷時段消失，取而代之的是隨供需實時波動的市場電價。
“傳統(tǒng)的兩充兩放模型可能徹底失效。”一家頭部儲能企業(yè)的市場負責人表示，固定分時退出后，套利空間可能被壓縮、也可能變得不穩(wěn)定，確實會帶來階段性陣痛。
但這并不等于儲能失去價值，只是價值兌現(xiàn)的方式需改改變：價差套利仍可能存在，但更依賴預測與策略執(zhí)行；需量管理、削峰帶來的容需量費用下降；用儲能把便宜、富余的電，挪到更有價值的時段；輔助服務與需求響應，讓儲能為系統(tǒng)提供靈活性并獲得補償……
一句話概況：從“按表充放電”，到“按曲線做運營”。隨著市場機制完善，更多交易品種會給儲能提供新的收益通道。
新能源發(fā)電側(cè)：規(guī)模≠安全
當中午成為價格洼地、甚至可能出現(xiàn)極低價、負價的壓力時，新能源項目的關(guān)鍵不再只是“發(fā)了多少”，而是“能不能把電賣在更好的時段、能不能把波動變成可控”。光儲融合、聯(lián)合交易、以及更精細的合同結(jié)構(gòu)，會成為收益穩(wěn)定性的護城河。
各地存在差異
最后再說爭議，兩個問題的答案，將直接決定未來兩年，從業(yè)者的體感差異。
1、誰算“直接參與市場交易的用戶”？
在實踐里常見三類購電形態(tài)：批發(fā)用戶、零售用戶、代理購電用戶。政策條文如何界定“直接參與”，各地可能存在細微差異。這將直接決定哪些用戶更快暴露在市場分時波動下，也決定售電公司能提供怎樣的零售套餐結(jié)構(gòu)。
2、一步到位還是循序漸進？
如果現(xiàn)貨價格形成機制仍受限、輔助服務與容量等配套不成熟，價格信號可能失真；此時貿(mào)然把波動完全推給終端，容易引發(fā)“適應性陣痛”。更穩(wěn)的路徑，是先把批發(fā)側(cè)與現(xiàn)貨機制做扎實，再分層推進零售側(cè)產(chǎn)品化，同時保留代理購電的過渡安排。
這也是為什么我們看到，同樣是落實1656號文，有的地方更徹底，有的地方更保留。無關(guān)決策層態(tài)度，只是承接條件差異。
尾聲
2026年這場電改，標志著中國電力市場正式進入深水區(qū)。
短期來看，市場主體的陣痛不可避免。無論是新能源電廠需要配置儲能以避免棄電，還是工商業(yè)用戶需要投資數(shù)字化系統(tǒng)以對沖成本，亦或是售電公司需要重構(gòu)盈利模型，整個行業(yè)都在經(jīng)歷一場從“政策紅利”向“技術(shù)紅利”的切換。
中金公司最新研報指出，隨著2026年起市場化機制的全面鋪開，電力產(chǎn)業(yè)鏈的價值天平將向具備調(diào)節(jié)能力和數(shù)字化能力的“買方”傾斜。
在這場博弈中，電力價格將不再是政府給予的保障，而是市場交易出來的結(jié)果。對于身處其中的每一個企業(yè)而言，只有適應規(guī)則、掌握算法、駕馭波動，才能在下一輪周期中活下來。