13省取消行政分时电价：工商业储能告别“躺赚”，光储一体迎来新机遇

2026年3月1日起，直接参与电力市场交易的工商业用户，不再执行政府核定的固定分时电价。一场覆盖发电、售电、用电、交易全链条的深刻变革正加速推进。

2026年开年以来，“取消行政固定分时电价”成为电力行业最热的话题。

截至目前，辽宁、重庆、河北南网、吉林、山西、湖北、云南、河南、贵州、安徽、四川、江苏、陕西等13个省份已发布相关文件。除江苏和陕西外，其余11个省份已正式执行。

这场改革并非小范围调整，而是电力全链条的规则重构。对光伏和储能行业而言，这究竟是冲击还是机遇？

一、新政落地：13省市先行，全国铺开在即

2025年12月17日，国家发改委、国家能源局正式印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，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。

需要特别强调的是，此次改革主要针对直接参与电力市场交易的大型工商业用户，居民生活用电、农业生产用电完全不受影响，原有阶梯电价、峰谷电价政策保持不变。

二、什么是行政分时电价？为何能“躺赚”？

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。

这项政策创造的“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——低谷电价时充电，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”。

三、取消后对工商业储能：短期阵痛，长期利好

短期冲击：单一峰谷套利模式失效

之前投建的储能电站，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。

部分地区充电价差也出现大幅收窄。2025年3月至10月，河北南网现货实时出清平均价格最大价差约0.2元/kWh—0.3元/kWh，而此前各省峰谷价差能达到0.62元/kWh—0.8元/kWh。

收益下滑后，工商业储能项目可能既无法兑现给用电企业的收益承诺，也难以覆盖资金压力。

应对之策：从单一套利转向多元变现

储能的核心出路，一方面是参与电力辅助服务市场，提供调峰与备用服务；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和电压支撑。

四、光储融合迎来战略机遇

1. 光伏发电价值得到市场定价认可

改革的核心要义是将电价定价权从政府转移至市场，让价格信号更真实、准确地反映实时电力供需状况。这意味着光伏发电在午间时段的绿色电力价值将通过市场价格直接体现，尤其是在电力供大于求时，低价电力将刺激更多用户用电，提升光伏消纳水平。

2. 光储融合成为标配，光伏系统价值提升

改革将对电力全产业链产生深远影响：发电侧方面，新能源企业将更加注重光储融合发展，通过储能调整出力曲线以适配市场价格波动，提升收益稳定性。

工商业用户为降低用电成本，将更加主动地配置分布式光伏+储能系统，实现自发自用、余电存储，减少对外购电依赖。这为光伏企业打开了新的市场空间。

五、如何应对？

短期：

1、推进光储一体化。将光伏与储能打包配置，通过储能调节光伏出力的时段分布，提升整体收益稳定性。

2、加强存量项目精细化运营。原有储能项目需升级运营策略，从“设定时段自动运行”转向“根据市场信号动态调度”。

中长期：

1、拓展多元收益来源。除电能量交易外，积极参与辅助服务市场，争取容量补偿收益，实现电量、容量、调节多重价值变现。

2、布局虚拟电厂。将分散的分布式光伏和储能资源聚合，作为虚拟电厂参与电力市场交易，提升议价能力和收益水平。

3、关注高端应用场景。为数据中心、高端制造业等对供电质量要求高的用户提供光储一体化解决方案，赚取“可靠性保险”收入。

结语

取消行政分时电价，意味着电力行业依托政策“躺赚”的时代正式落幕。过去靠固定政策、信息差、简单套利就能获利的模式已经行不通，未来比拼的是市场预判能力、专业运营能力和综合服务能力。

对于储能企业而言，短期阵痛不可避免，但长期来看，这是行业从“政策驱动”走向“市场驱动”的必经之路。谁能在这一轮洗牌中率先建立市场化运营能力，谁就能在下一轮增长周期中占据先机。

来源：第一财经、经济观察报等

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