行政分时退场之后，1502号文如何重塑储能的收益逻辑？

【摘要】2025年12月18日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号，下称“1502号文”）。

文件中提出，“原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价”。这一表述迅速引发行业关注，尤其是在高度依赖峰谷价差的储能领域，围绕收益模型、投资逻辑的讨论明显升温。

若将其置于电力体制改革的长周期中观察，这更像一次关键的“交棒”。电价形成权，正加速由行政端移交至市场端。当固定峰谷价差逐步弱化，储能的价值评估框架，也随之进入重塑阶段。

进入2026年，1502号文的影响已在储能行业持续发酵，行业盈利逻辑与竞争格局迎来根本性调整。

以下为正文：

1502号文，围绕电力中长期合同签约比例、履约要求及与现货市场的衔接机制作出了系统性部署。文件明确要求提升中长期合同覆盖水平，细化交易时段设置，并强化价格机制与市场运行的联动性，旨在在新能源高比例接入背景下，兼顾系统安全、供需平衡与价格信号的有效传导。

在这一框架下，用电侧定价机制的调整，成为政策关注的重点之一，也由此引出了围绕“分时电价”“市场化定价”以及储能参与方式的一系列讨论。

01

从电改角度看“1502号文”

如果只从条文本身看，1502号文似乎来得突然；但若将其放回中国电力体制改革的长期主线中，并不意外。

自2002年“竞价上网”破题以来，电力改革始终围绕一个核心问题展开：电价应当如何形成。行政定价与市场定价的边界，在过去二十余年中不断被重新划定。

回溯改革路径，2009年直接交易试点率先破冰，开启了用户侧参与市场的探索；2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）出台，明确“管住中间、放开两头”的总体思路，发用电计划逐步由行政安排转向市场形成；2021年燃煤发电上网电价市场化改革进一步落地，燃煤发电项目和工商业用户全面进入市场体系，行政定价的适用范围继续收缩。

可以说，电价形成机制的市场化，是一条持续推进、层层递进的改革路径。

2025年，电力改革则进入加速期，多项关键政策在同一年密集落地。

2月出台的“136号文”从发电侧入手，推动新能源上网电量全面进入电力市场，明确新能源电价由市场交易形成；而年末发布的1502号文，则将改革重心延伸至用电侧定价机制，与前者形成清晰的前后呼应，也在客观上补齐了“发电侧—用电侧”同步市场化的政策拼图。

1502号文的核心目标，是在新能源高比例接入、电力现货市场逐步铺开的背景下，通过提高中长期合同覆盖比例、细化交易时段与曲线安排，让价格信号更真实地反映电力供需关系。

根据国家能源局数据，2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，占全社会用电量的64%。在如此体量的市场化电量规模下，行政主导的分时电价机制，已难以适配新能源高比例接入后的电力供需格局。

换言之，1502号文是在保供稳价的总体框架下，推动电价形成机制向更高程度的市场化、精细化迈进一步。

02

告别“行政分时”

1502号文引发争议，核心在于市场对“分时电价”的理解存在偏差。不少行业从业者将“取消行政分时电价”简单等同为“取消分时电价”，由此放大了对储能盈利模式的担忧。

取消行政分时电价≠取消分时电价机制。

文件明确取消的，是由地方政府制定、固定执行、具有强制属性的行政分时电价；并未否定基于供需关系形成的市场化分时价格。事实上，在市场化环境下，分时价格反而更重要，只是其形成方式和运行逻辑发生了根本性变化。

一方面，价格颗粒度被显著细化。

1502号文明确要求，现货市场运行地区，中长期交易时段数应不少于24个，较2023年“5段以上”的要求大幅提升，实现与现货市场的无缝衔接。

另一方面，价格波动逻辑被重塑。

在新能源高渗透背景下，午间光伏大发导致电价走低、晚高峰负荷陡升推高电价已成为常态。传统固定峰谷时段越来越难以反映真实供需，价格信号失真问题日益凸显。市场化分时电价，正是为解决这一矛盾而生，让价格能够实时响应供需变化。

值得注意的是，政策影响并非“一刀切”。

目前工商业市场用户主要分为三类：直接参与市场的“批发用户”，其电价完全由市场形成；电网代理购电的“代购用户”，虽仍执行行政分时时段，但代理购电价格需充分传导市场信号；售电公司代理的“零售用户”，电价根据零售套餐灵活确定分时情况。

无论哪种类型，用户用电成本都将嵌入动态的市场分时价格体系，行政定价的影响正在逐步弱化。

与此同时，政策也在推动中长期合同定价方式的灵活化。1502号文明确，鼓励合同双方根据市场供需和发电成本变化，约定浮动或联动的价格机制，不得强制要求签订固定电价合同。

这一变化，打破了过去以固定价为主的交易惯性，使电价更具弹性，也在客观上为储能等灵活性资源参与价格波动、释放调节价值，打开了新的空间。

03

对储能影响几何？

在行政分时电价时代，工商业储能的盈利逻辑高度简化：低谷充电、峰段放电，峰谷价差几乎直接决定项目成败。

在部分峰谷时段清晰、价差长期稳定的地区，“两充两放”成为了行业内的“标准答案”。企业无需复杂的调度算法和交易策略，只需围绕固定时段运行，便可实现相对可预期的现金流。

但在市场化分时价格体系下，这套看似稳妥的模型开始失效。

首先，峰谷窗口不再固定。

高价与低价出现的时间更频繁，也更短暂，甚至在日内不断漂移。午间光伏集中出力时可能形成极低电价，而极端天气、机组故障、负荷突增等因素，又可能在非传统时段推高价格。在这种环境下，继续押注固定时段，反而容易错失真正的价差。

其次，价差的均值在收敛，波动性却在上升。

随着储能、可调负荷等灵活性资源加速入市，低价时段的抬价效应和高价时段的压价效应同步显现，长期平均价差被不断压缩。但在供需极端失衡的情况下，短时尖峰电价反而更为陡峭，单日价差波动幅度可能显著高于行政分时时代。

这种均值收窄、波动放大的结构性变化，使储能收益从“确定性套利”，转向“波动中博弈”。

在此背景下，“两充两放”对设备寿命和策略精度的要求被明显抬高。频繁充放电会加速电池衰减、推高运维成本，而调度失误带来的亏损风险也显著放大，整体风险收益比反而恶化。

因此，“一充一放”正在成为更理性的基础策略。

中关村储能产业技术联盟理事长俞振华在2025年底的一场行业论坛上指出：“在当前及未来一段时期，对于大多数工商业储能项目而言，‘一充一放’将是更具经济性和普遍适用性的基础运行策略。”

更深层的变化在于，储能正从产品型资产，转向运营型资产。收益或许将由企业的三项能力共同决定：对电价走势的预测能力、对市场交易规则的理解能力，以及对多元价值的整合挖掘能力。

04

尾声

从更长周期看，1502号文是储能行业一场必要的压力测试。它挤压的是对行政规则的路径依赖，释放的是对储能系统价值的真实定价。

在这场变革中，行业分化将不可避免。进入2026年之后，算得清收益、看得准市场、跑得快响应的参与者，能够在波动的市场中获得更稳定的回报；而仍停留在固定运营模型、缺乏核心竞争力的项目，则可能被市场淘汰。

行政分时的退场，不是储能故事的终点。

随着电力现货市场的不断成熟、辅助服务市场的逐步完善、容量补偿机制的全面落地，储能的多元价值将得到更充分的释放。

那些能够读懂市场信号、适应市场波动、创造市场价值的企业，终将在这场变革中脱颖而出。