發改委一紙文件,終結了“行政化分時電價”之爭。
華夏能源網獲悉,2025年12月17日,國家發改委、能源局發布《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》(發改運行〔2025〕1502號)。通知表示,“原則上,直接參與市場交易的電力用戶,不再執行政府制定的分時電價。”
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在2025年“行政化分時電價”一直是業內爭論的焦點,各省份輪番修改分時電價方案。而現在,兩部委一錘定音,“行政化分時電價”即將變為歷史。
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那么,這次政策巨變將給新能源行業帶來哪些影響?各市場主體又該如何應時而變?
行政化分時電價已“過時”
分時電價的政策初衷,是引導用戶削峰填谷,保障電網安全穩定運行。利用價格杠桿,將更多的用電需求從高價高峰時段轉移到低價低谷時段。
在執行過程中,分時電價政策確實產生了積極效果。
一方面,分時電價政策幫助企業(尤其是可調節生產的企業)降低了用電成本。例如,山東一些輪胎企業通過將生產更多調整到電價的低價低谷時段,年省電費可達數千萬元。山東的分時電價政策形成了一年超30億元的企業用電成本“減負禮包”。
另一方面,分時電價政策一定程度上促進了新能源消納。在光伏發電旺盛的午間設置谷段或深谷電價,鼓勵企業午間用電,有效提升需求可明顯減少“棄光”。例如山東,午間因此增加新能源消納最高達583.87萬千瓦。
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盡管分時電價政策起到了很多正向的作用,但是伴隨著各省分時電價越來越行政化,也產生了一系列問題并引發廣泛爭議。
一是,分時電價的時段劃分過于固定和行政化,難以實時匹配以新能源為主體的新型電力系統瞬息萬變的供需情況。
最典型的表現是,中午光伏大發的時候,各省都將這一時段設為谷段,導致這一時段電價持續走低,出現每度電僅0.15元、幾厘錢甚至是負電價的情況。分時電價政策本意是促進光伏消納,但卻把很多光伏電站搞得焦頭爛額。
二是,行政化分時電價的過度泛濫,使得電力市場的價格信號作用遲滯。固定的時段和固定的價格,根本就無法精準反映每天新能源出力的實際波動情況,對其他靈活資源的引導作用也十分有限。
三是,行政化分時電價的過度執行,還造成了新能源收益模式的固化,催生了依賴固定價差套利的商業模式(如部分工商業儲能)。其投資收益測算完全建立在“政策永遠不變”的預期上,缺乏應對市場真實波動的能力。一旦政策調整,這些收益模型就失靈了。
四是,分時電價在給部分工商業用戶帶來電價實惠的同時,也造成新的不公平。比如,對用電時段以及負荷不可調節的工商業用戶(如連續生產型工廠、部分商業)而言,分時電價可能反而增加它們的電費負擔。
隨著新能源滲透率的不斷走高,行政化分時電價固定不變的峰谷時段劃分,已無法與新型電力系統的建設需求相適應,亟需做出改變。
新能源收益模型將重構
取消行政化固定分時電價,將給新能源行業帶來巨大沖擊。那么,這一政策對相關各方會帶來什么樣的影響?
首先,零售用戶是此次取消分時電價的主要對象。此前,零售用戶從售電公司購電,與售電公司簽訂購電套餐。在這一過程中,售電公司賺取批零價差,可謂“躺賺”。
但今后取消固定分時電價,零售用戶也要參與市場議價。這對售電公司來說,可能增加交易風險。一旦天氣、電力系統、電力市場等發生風吹草動,市場價格瞬間調高,該時段交易均價跟著提高,如果售電公司倉位控制不利或者交易組合約束不夠,零售端履約風險成倍增加。
未來,售電公司充當居間人“躺賺”的模式將難以持續,如果不深化交易管理和精算,或將難有利潤可言。
其次,取消固定分時電價,對風電、光伏等新能源投資商來說,既有利好,也有利空。
對光伏等新能源投資商來說,以前基于固定時段、固定價格的收益測算模式徹底失效了。未來,每個項目在規劃階段、運行階段的價格,都隨時會發生變化(比如用戶下一年按照另一種合同模式簽了另一家售電公司),收益模型將完全被顛覆。事實上,這也體現了“通過市場價格指導資源最有效配置”的政策初衷。而如果對市場規則運用的好,交易策略得當,也能獲取更高收益。
再次,取消固定分時電價后,工商業儲能以往的“低價時段充電、高價時段放電”收益模型將徹底失效。
值得一提的是,雖然傳統的峰谷套利空間將被壓縮,但市場化帶來的更為豐富的市場信號和交易品種,為工商業儲能的真實價值展現創造了條件。
屆時,峰谷價差套利仍然是儲能一大收入來源,但不再是唯一的選項。儲能或可通過用電高峰時放電,降低企業最大需量,從而降低容需量電費;也可以選擇“光儲一體化”模式,將白天的多余電力儲存后,晚間用電高峰或電價高時使用;抑或是響應電網調度指令,在電力系統需要時快速充放電,為電網提供靈活性支持,并獲得收益補償;還可參與調頻、調峰等輔助服務,為電網提供穩定支持并獲取收益。
總之,取消行政化分時電價,相當于將魚兒從小水池中放歸汪洋大海。到底是利好還是利空,要看各家企業能否適應變化了的環境。僵化保守、固步自封、一成不變,那就要溺水;苦練泳技、順流而下、擊水中流,就能享受到更多的政策紅利。
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