十地取消行政分时电价

今年，电力行业一场市场化改革正在加速改写工商业储能的生存逻辑。

随着安徽省发改委等部门联合印发的《安徽电力中长期市场实施细则》（华东监能市场〔2026〕25号）于4月起正式实施，明确直接参与市场交易的经营主体不再执行人为规定分时电价水平和时段，至此，全国已有湖北、陕西、辽宁、河南等十地明确取消行政分时电价政策。

国家政策层面早有依据。2025年12月，国家发改委等印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自今年3月起，直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这一规则标志着我国已执行40多年的固定分时电价政策开始退出历史舞台。

行政分时电价，是指供电部门根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷等时段，并制定不同电价的政策，其核心目的是用经济杠杆引导用户在用电高峰期少用电、低负荷时段多用电。从中创造的“低买高卖”套利空间，成为传统工商业储能和独立售电公司最重要的盈利模式，即在低谷电价时充电，在高峰电价时放电，赚取峰谷套利价差。基于此，工商业储能项目的收益可精准预算，不少项目甚至打包票“5年回本”。

然而，这种“躺赚”时代正随着电力市场化改革持续深入而迅速瓦解。“之前峰谷套利的简单模型破产后，面对市场化电价的不确定性，上半年各家工商储企业都在找新出路。”二线储能企业相关负责人杨立（化名）告诉第一财经记者，此前投建的储能电站，主要依赖分时电价和业主方的负荷情况设定充放电时段盈利，但现在部分地区市场化后，一天可能出现多个峰谷时段，且当前电力市场以15分钟为一个交易节点，将极大提升电站运营的操作难度。

在近日召开的第十四届储能国际展览会上，取消固定分时电价也成为热议话题。量道储能副总经理刘杨在一场媒体圆桌上表示，储能投资商普遍期盼成熟的电力市场和价格机制，取消行政分时电价，长期看是利好。但短期将直接冲击工商储的峰谷套利模式，原有固定价格核算机制失效，缺乏电价与负荷波动预测能力的经营主体将受较大影响；光伏、储能理论上需抱团取暖，但实践中深度结合仍有困难，缺乏适应能力的个体淘汰概率大。

面对盈利模式重构，行业正加速从“价差套利”转向“多重价值创造”。

淮安新诺新能源有限公司（简称“新诺售电”）表示，储能的核心出路，一方面是参与电力辅助服务市场，或提供调峰与备用服务，在系统负荷紧张时快速放电保障供电安全，但这对储能的响应速度与精度要求极高；另一方面，可以提升供电可靠性与电能质量，为高端制造业、数据中心等关键用户提供不间断电源（UPS）和电压支撑，解决电压暂降、闪变等问题，赚取由用户支付的“可靠性保险”收入。

“用储能实现光伏在特定时段低价电量转移，未来或将成为行业普遍诉求。”弘正储能副总经理杨晓光在前述媒体圆桌上建议，储能可与新能源电站捆绑，平滑风光出力（即让不稳定的风电、光伏输出变得平缓），助力高比例可再生能源消纳。他举例称，山东目前已出现超300小时的负电价且趋势持续加剧，随着当地陆上、近远海风电逐步开放，未来当地夜间也会出现负电价，给储能创造新的需求空间。

尽管短期阵痛明显，但行业对长期趋势仍持乐观态度。刘杨判断，待电力市场发展逐渐成熟、电价波动较为充分体现供需关系后，预计未来2-3年内国内储能市场需求将迎来更高速增长。

杨立认为，取消行政分时电价正推动储能行业回归“灵活性”价值本质，从单一挖掘电量价值，转向容量、安全、调节等多重价值的兑现。他建议储能投资商在设计项目时，为参与辅助服务或虚拟电厂预留接口与容量，分散收益来源，以此抵御单一市场价格波动的冲击。

来源第一财经