電價改革告別看表吃飯，遲到40年的電力革命

陜西某電力交易中心的大屏前，有人盯著不斷跳動的數(shù)字發(fā)呆。

屏幕上沒有了“早高峰8-10點”“晚高峰18-20點”的老標簽，取而代之的是每15分鐘刷新一次的電價，一天下來整整96個價格點。有人嘀咕：“這玩意兒，怎么跟菜市場討價還價似的？”這就是2026年中國電力市場的真實情況，運行40年的分時電價制度，正被這96個數(shù)字徹底打破。

要搞懂當前的改革，得先回顧過去。1980年代，中國電力系統(tǒng)開始實行分時電價，把一天24小時分成峰、谷、尖峰時段，白天工廠用電多，電價就高；深夜用電少，電價就低。這套制度在當時很先進，既能引導(dǎo)用戶錯峰用電，又能讓電廠多發(fā)電、用戶省電費，實現(xiàn)雙贏。

但時代變了，這套老規(guī)則就跟不上了。光伏、風電大規(guī)模并網(wǎng)后，發(fā)電不再看固定時段，太陽出來光伏就發(fā)電，刮風風機就轉(zhuǎn)動。而用電高峰多在中午，這時光伏也正好大發(fā)，導(dǎo)致供給和需求嚴重錯位，要么浪費光伏風電，要么電網(wǎng)不堪重負。

山東是最典型的例子。作為光伏裝機大省，2025年前后出現(xiàn)詭異現(xiàn)象：午間電價低到幾分錢一度，甚至出現(xiàn)負數(shù)，用戶用電不僅不用付錢，電網(wǎng)還得倒貼。原因就是光伏裝機太多，中午發(fā)電量遠超用電量，電網(wǎng)只能壓價逼著用戶多用電。

這時再看老的分時電價，就顯得很荒謬——它不是按真實供需定價，而是按幾十年前的固定時段定價，光伏大發(fā)的中午被標成低谷，真正用電緊張的晚高峰卻標成高峰，完全倒掛。因此，2025年開始，改革的聲音就不斷出現(xiàn)。

四川率先動手，實行“靈活尖峰”，不再預(yù)設(shè)尖峰時段，而是根據(jù)氣溫連續(xù)三天超35攝氏度觸發(fā)；陜西緊隨其后，明確市場化用戶不再執(zhí)行政府峰谷浮動機制。這兩步，打破了固定時段的限制。2026年1月，改革迎來重錘。

國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布通知，將煤電容量電價回收固定成本的比例提高到50%以上，氣電參照建立容量電價機制，抽水蓄能分新老項目分別定價。不僅要靠價格引導(dǎo)供需，還要保證關(guān)鍵時刻有機組能頂上。

新能源發(fā)電看天吃飯，陰天無風時，就需要火電、氣電、水電兜底，給這些可靠機組保底價格，才能讓它們愿意留存。

云南第一個落地改革，取消市場化用戶的政府分時電價，暫緩執(zhí)行尖峰電價；安徽隨后跟進，3月20日發(fā)布《電力中長期市場實施細則》，4月1日生效，卻在4月2日才對公眾公開。

這導(dǎo)致大多數(shù)售電公司已簽完4-12月的年度長協(xié)，倉位鎖定比例達70%-80%，且多圍繞夜間谷段需求鎖定，畢竟安徽火電占比超七成，夜間電價便宜。

政策出臺后，高耗能企業(yè)紛紛往午間光伏大發(fā)時段轉(zhuǎn)移，因為光伏成本低，導(dǎo)致夜間谷段長協(xié)電量富余，業(yè)內(nèi)估計富余比例最高達20%。這對售電公司來說風險極大，若富余電量不能在現(xiàn)貨市場對沖，就會砸在手里，還可能因全行業(yè)集中出清壓低價格，出現(xiàn)互相踩踏的情況。

安徽的售電公司老板們壓力巨大，紛紛尋找出路：合作分布式光伏項目、和大工業(yè)用戶重新談價、將夜間富余電量轉(zhuǎn)為虛擬電廠調(diào)峰資源。對他們來說，轉(zhuǎn)型不是選擇題，而是生存題。

到2026年4月，全國已有10個省份明確取消固定分時電價，包括湖北、陜西、遼寧、河南等，江蘇、山西正在征求意見。這場改革，本質(zhì)是定價權(quán)從行政部門向市場供需轉(zhuǎn)移，這個過程充滿了行業(yè)洗牌。

改革必然有人被淘汰，關(guān)鍵是誰能先看懂、先轉(zhuǎn)身，三個群體的命運出現(xiàn)明顯分野。首先是售電公司，除了安徽的困境，海南給出了差異化路徑：鼓勵售電公司服務(wù)年用電量低于50萬千瓦時的中小企業(yè)，這些以前被大售電公司忽視的群體，現(xiàn)在成了新的突破口。

其次是儲能行業(yè)。以前工商業(yè)儲能靠峰谷套利盈利，夜間存低谷電，白天放高峰電，靠差價回本。現(xiàn)在固定分時電價取消，峰谷差價波動大，套利空間大幅收窄，儲能的盈利邏輯被打破。

安徽的新規(guī)給出了儲能的新出路：獨立儲能充放電量不參與市場平衡費用及運營費用分攤，降低運營成本；電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能可享受容量電價，按滿功率連續(xù)放電時長與全年最長凈負荷高峰持續(xù)時長的比例折算補貼。

這讓儲能電站從單純的“電池柜”，變成了能參與市場分賬的交易終端，虛擬電廠、負荷聚合商也從概念落地為市場主體。

2026年5月15日是年用電量超50萬千瓦時工商業(yè)用戶入市注冊的截止日，6月1日是全面直接參與交易的起始日，這兩個硬截止沒有商量余地。未按時入市的，非現(xiàn)貨模式按代理購電加權(quán)平均價的1.5倍收費，現(xiàn)貨模式按實時市場出清加權(quán)平均價的2倍收費，沒有企業(yè)能扛住翻倍電價。

企業(yè)徹底告別“甩手掌柜”模式，以前用電只看電表繳費，現(xiàn)在要靠算法做實時電價預(yù)測、精準負荷調(diào)度和靈活生產(chǎn)排程，能源管理團隊也需要升級。但這也倒逼企業(yè)提升精細化管理水平，優(yōu)化用能結(jié)構(gòu)，減少成本浪費。

有人疑問，為什么安徽改革比其他省份謹慎？看數(shù)據(jù)就明白，安徽火電占比超七成，儲能規(guī)模不足。若倉促取消分時電價，午間光伏大發(fā)時段電價會壓低，但晚高峰火電兜底成本會飆升，要么轉(zhuǎn)嫁給用戶，要么逼走高耗能產(chǎn)業(yè)。安徽的“慢”，是對自身資源稟賦的清醒認知。

不同省份改革節(jié)奏不同：陜西最激進，現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全天96個價格點，電力變成真正的“時點商品”，倒逼調(diào)度、交易、結(jié)算全面升級；山東因光伏裝機多，必須靠市場信號解決消納問題；云南因水電豐枯和新能源午間大發(fā)疊加，需要給市場留緩沖。

各省份各有難處，沒有統(tǒng)一的標準答案。

安徽的做法更務(wù)實，取消固定分時電價，但綠電交易拆出“電能量+環(huán)境價值”兩個價格。出口型企業(yè)、ESG評級企業(yè)需要可追溯的綠電證明，這套機制給環(huán)境價值定了價，讓其可追溯、可交易、可核算。陜西的極致市場化和安徽的務(wù)實精細化，兩條路徑能否殊途同歸，還需時間檢驗。

改革的核心變化是，政府從“定價者”變成“規(guī)則制定者+監(jiān)管者”，不再規(guī)定電價高低和交易時段，而是讓市場自主發(fā)現(xiàn)價格，這對所有市場主體的能力提出了更高要求。售電公司的轉(zhuǎn)型之路，類似2015年電商崛起時的線下零售商，靠“買賣電賺差價”的時代已過去，必須重新定義自身價值。

轉(zhuǎn)型方向有三個：一是做風險管理商，幫用戶做負荷預(yù)測、設(shè)計套保策略、對接分布式能源；二是做綜合能源服務(wù)商，提供節(jié)能方案、需求響應(yīng)、虛擬電廠聚合等一整套服務(wù)；三是做中小用戶服務(wù)者，抓住政策傾斜的機會，填補市場空白。

2026年電力市場改革，本質(zhì)是一場“信任”重建。過去40年，大家習(xí)慣了政府劃定規(guī)則，現(xiàn)在規(guī)則全變了，從“政府說了算”到“市場說了算”，從“按年定價”到“按15分鐘定價”，從“關(guān)系驅(qū)動”到“能力驅(qū)動”，不確定性大幅增加。

改革過程中，會有企業(yè)因看不懂政策吃虧，有售電公司因長協(xié)鎖倉踩坑，也會有先行者嘗到甜頭。關(guān)鍵不在于不確定性本身，而在于應(yīng)對不確定性的能力和制度準備，容量電價機制、儲能政策、用戶承受能力評估，都是改革的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。