Vol934.多地取消行政峰谷分时电价，会给电力市场带来哪些变化？

近期，随着辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等地区2026年电力中长期交易方案陆续出炉，一个关键词让电力市场主体集体绷紧了神经——取消行政峰谷分时电价。
要知道，早从20世纪80年代起，我国部分省市开始逐步实施峰谷分时电价制度，从“高峰贵、低谷贱”的固定规则，到企业据此调整生产、储能靠“低买高卖”套利，这套机制早已深度嵌入电力市场的每一个环节。如今多地突然按下“取消键”，到底是怎么回事？是电费要全面涨价，还是电力市场要迎来根本性变革？ 先给结论：这不是简单的“取消电价差异”，而是用“市场化分时”取代“行政化分时”的关键一步，是国家推动电力市场从“政府定价”向“市场定价”转型的明确信号。但这一变化，会让新能源企业、储能行业、售电公司、工商业用户迎来“几家欢喜几家愁”的格局重塑。今天，我们就把这件事彻底说透。 一、读懂分时电价： 从“行政指令”到“市场选择”必然之路
要理解这次变革的意义，首先得搞懂：什么是峰谷分时电价？为什么现在要取消它？
（一）分时电价的核心逻辑：用价格杠杆“削峰填谷” 电力的特殊之处在于“发、输、配、用瞬间完成”，无法大规模储存。这就导致：用电高峰时，电网压力巨大，需要启动成本更高的调峰机组；用电低谷时（比如深夜大家都睡觉），发电能力过剩，甚至会出现新能源“弃风弃光”的情况。 峰谷分时电价的核心逻辑，就是用价格差异引导用户行为：政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例——高峰时段涨价，抑制非必要用电；低谷时段降价，鼓励用户多用电，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。 比如过去很多地方的规则是：高峰时段（8:00-12:00、17:00-21:00）电价上浮50%，低谷时段（23:00-7:00）下浮50%，平段保持基准价。一家化工厂只要把高耗能的电解工序放在深夜，就能大幅降低电费成本；储能电站也能靠“深夜充电、傍晚放电”的简单操作稳定套利。
（二）政策演变：国家早已定调，多地落地执行 此次多省取消行政分时电价，并非地方“临时起意”，而是国家层面电力市场化改革的必然要求，政策脉络早已清晰： 2024年12月，国家发改委、能源局发布《 关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号），明确提出：持续完善电力中长期合同价格形成机制，直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价； 2025年12月，国家发改委、能源局发布关于印发《 电力中长期市场基本规则》的通知（发改能源规〔2025〕1656号），进一步强调：对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。 简单说，国家的态度很明确：电力是商品，其价格应该由市场供需决定，而不是政府靠行政指令划定。现在辽宁、陕西、湖北等省的2026年交易方案，就是这一国家战略的具体落地。
（三）多省政策细节拆解：取消的是“行政定价”，不是“分时差异” 很多人看到“取消峰谷分时电价”就慌了，觉得以后用电不分时段、价格都一样了。但看完多省的政策细节就会发现：取消的是“政府规定的固定峰谷时段和浮动比例”，不是“分时电价”本身。我们拆解几个典型省份的政策，一看就懂： 辽宁：现货市场结算试运行期间，采取顺价模式，批发市场电能量价格、输配电价、线损费用，都不再执行现行的计划性峰谷分时电价。核心是“告别计划定价”，让现货市场价格主导分时差异； 陕西：2026年市场化用户（批发、零售）不再执行峰谷浮动政策，电价主要由售电公司与电厂的批发均价传导形成，明确“最低电价主要出现在中午光伏大发时段”。这不仅没取消分时，还给出了市场化的分时规律预判； 河北南网：中长期合同若采用分时模式签约，直接传导给零售用户；若采用曲线交易模式，按当月现货市场分时电价曲线特性，折算成分时电价传导。核心是“让市场合约价格直接形成分时信号”。 总结下来就是：过去是“政府让你什么时候便宜，你就什么时候用”；以后是“市场供需决定什么时候便宜，你跟着市场信号用”。这一变化，看似只是定价主体变了，实则会引发整个电力市场的连锁反应。
二、直观对比： 取消前后，电价曲线天差地别
要理解改革的影响，最直观的方式就是对比：执行政府分时电价时，电价曲线是什么样？取消之后，又会变成什么样？我们结合某省的实际数据和市场规律，给大家做个清晰对比。 （一）执行行政分时电价：固定时段+固定价格，一眼看到头 我们以某省2025年11月一周的电价曲线为例，在执行行政峰谷分时电价时，呈现出非常明显的“固定规律”：
高峰时段（7:30-10:30、16:00-21:00）：电价稳定在0.84元/千瓦时左右，不管当天天气如何、负荷波动多大，价格基本不变； 平段时段（5:00-7:30、10:30-11:30、12:30-16:00、21:00-22:00）：电价维持在0.62元/千瓦时上下； 低谷时段（22:00-5:00、11:30-12:30）：电价固定在0.4元/千瓦时，整整9个小时，价格没有任何变化。
这种模式的优点是“稳定可预判”，企业可以提前制定生产计划，储能也能靠“两充两放”稳赚差价。但缺点也很致命：价格信号失真，无法反映真实供需。 比如某省某天中午光伏大发，电力供过于求，按道理应该降价鼓励用户用电，但因为处于平段，电价还是0.5元/千瓦时，导致大量光伏电力被浪费；又比如某天深夜，因为新能源汽车集中充电，负荷突然飙升，电网压力加大，但低谷电价还是0.3元/千瓦时，无法抑制非必要用电。
（二）取消行政分时电价：市场供需主导，每天都是“新曲线” 取消政府规定的分时电价后，电价曲线会彻底“活”起来，核心特点是“跟着供需走，每天不一样”，但会呈现出一些市场化的规律： 以陕西为例，由于新能源装机占比超50%，中午光伏大发时段（11:00-15:00）电力供给充足，会成为全天电价最低的区间，可能低至0.2元/千瓦时甚至更低；而傍晚时分（17:00-20:00），光伏退出、用电需求旺盛，会成为电价高峰，可能涨到1元/千瓦时以上； 再看河北南网，若某一天遇到大风天气，夜间风电大发，低谷电价可能比中午还低；若遇到极端高温天气，下午14:00-16:00的空调负荷激增，可能会出现“午间高峰”，打破传统的“早晚高峰”规律。 陕西2025年12月某三天的市场化电价曲线预测，更能直观看到差异：
第一天（晴天）：10:00-17:00电价0.1元/千瓦时（光伏大发），19:00-21:00电价0.85元/千瓦时（负荷高峰）； 第二天（阴天）：光伏出力不足，中午电价0.35元/千瓦时，17:00-21:00电价0.95元/千瓦时（持续高峰）； 第三天（刮风天）：夜间23:00-5:00电价0.15元/千瓦时（风电大发），中午电价0.3元/千瓦时。
这种市场化曲线的优点是“价格信号精准”，能真正引导用户“荷随价动”——哪里便宜哪里用，哪里紧张哪里省；但缺点是“波动不可控”，对企业的用电规划、储能的运营能力、售电公司的预测水平，都提出了更高要求。
三、深度影响： 电力市场大洗牌，有人欢喜有人愁
取消行政分时电价，就像推倒了多米诺骨牌，会对新能源企业（含分布式光伏）、储能行业、售电公司、工商业用户乃至整个电力市场都产生深远影响。每一类都要重新找准自己的定位，否则很可能被市场淘汰。
（一）新能源企业：消纳难题缓解，但价格波动风险加大 对于新能源企业来说，取消行政分时电价既带来了机遇，也带来了挑战。从机遇方面来看，取消分时电价后，电价将更加市场化，新能源大发时段的电价会自然下降，形成“低价信号”，引导用户增加用电，从而大幅提升消纳能力，提高新能源企业的发电收益。 挑战同样存在。光伏电站发现，过去“中午发电多”的优势，可能转变为“中午价格低”的劣势。这倒逼新能源企业从“发电量最大化”转向“发电价值最大化”，不得不考虑配置储能，将电力转移到高价时段出售。 尤其是分布式光伏的“算盘”需要重新打。过去，工商业用户安装光伏，主要是为了在高峰时段节省高昂的电费支出。市场化后，这一逻辑被颠覆。 先看风险方面，政策依赖性增强与供需波动风险交织。行政分时电价取消可能伴随电力市场化改革加速，售电合同需重新谈判，电价条款不确定性增加；同时，光伏发电集中时段若电力供应过剩，电价可能跌至“地板价”，进一步压缩收益。
消纳压力下，缺乏价格信号引导用户调整用电行为，光伏发电高峰时段的消纳难题将加剧，弃光率可能上升。为应对此问题，配储需求虽会激增，但分时电价取消后峰谷价差缩小，储能经济性下降，反而可能抑制储能配置意愿，形成恶性循环。 行业转型层面，分布式光伏需从政策驱动转向市场驱动，探索绿电交易、碳交易等多元化收益模式。但短期内市场机制不完善，收益波动风险加剧。同时，技术创新紧迫性提升，需通过提升组件效率、延长寿命等方式降低成本，并探索“光伏+储能+虚拟电厂”等新业态，以参与电力辅助服务市场获取额外收益。 整体来看，取消行政分时电价将倒逼分布式光伏加速转型。
（二）储能行业：告别“躺赚”时代，专业玩家才能存活 储能行业可能是这次变革中“感受最复杂”的群体——过去靠行政峰谷价差“躺赚”的时代彻底结束，但专业能力强的储能企业，反而能迎来更大的发展空间。 过去，储能行业的盈利模式非常简单：靠政府划定的固定峰谷价差套利，比如低谷时段0.3元/千瓦时充电，高峰时段0.8元/千瓦时放电，扣除损耗后，每度电能赚0.45元左右。这种模式下，只要有资金、能建电站，就能赚钱，导致大量“纯财务投资型”企业涌入，行业鱼龙混杂。 取消行政分时电价后，固定的峰谷价差消失，传统的“两充两放”模式彻底失效，那些只会堆砌设备、没有运营能力的储能企业，会直接被淘汰。 但对于专业储能企业来说，这却是一次“黄金机遇”。市场化的电价曲线会形成更多、更复杂的价差机会，比如陕西的“午间低价、傍晚高价”，河北南网的“夜间风电低价、午间光伏次低价”，只要能精准预测电价走势，就能通过高频交易、灵活充放电获取更高收益。
更重要的是，独立储能的价值被充分释放。四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）明确，独立储能可作为独立主体参与电能量市场和辅助服务市场，按15分钟时段进行结算——这意味着专业储能企业可以利用毫秒级的响应速度，捕捉转瞬即逝的价格尖峰，通过调频、调峰等辅助服务获取稳定收益。
（三）售电公司：从“价差套利者”变身“风险管理者” 对售电公司来说，取消行政峰谷分时电价是“生死考验”也是“转型契机”。 过去，售电公司的盈利模式很简单：从电厂以批发价买电，再以政府规定的分时电价卖给用户，赚固定的价差。这种模式下，售电公司不需要太多专业能力，只要能拿到低价电、找到用户，就能赚钱，导致行业竞争激烈，甚至出现低价恶性竞争的情况。 取消行政分时电价后，售电公司的盈利模式彻底改变：不再是“赚固定价差”，而是“赚价格管理的增值服务费”。具体来说，售电公司需要做好两件事： 一是精准预测批发市场价格，通过签订分时段中长期合同对冲风险。如果预测不准，很可能出现“买电价格高于卖电价格”的亏损倒挂情况。 二是为用户提供定制化的用电优化服务。售电公司需要根据用户的用电特性和市场化电价曲线，为用户制定个性化的用电方案。 这也意味着，售电行业的“马太效应”会越来越明显：具备价格预测、风险管控、用户服务能力的头部企业会占据更多市场份额，而那些只会低价套利的小型售电公司，会逐渐被市场淘汰。
（四）工商业用户：“会用电”的省钱，“不会用电”的多花钱 工商业用户是这次变革的“直接影响者”，最终的结果因人而异，核心取决于“用电负荷的调节能力”。 负荷调节能力强的企业 这是一次绝佳的降本机遇。可通过建立专业的能源管理团队，或者采用节能设备、优化用电管理等方式，预测电价曲线，优化生产排班，降低用电成本，提高能源利用效率。
负荷调节能力弱的企业 需面临成本波动的风险。但这类企业也不是没有办法，比如通过配置小型储能、参与需求响应等方式，也能降低成本。 对于中小企业来说，自己没有专业的能源管理团队，很难应对市场化的电价波动。此时，选择一家靠谱的售电公司，签订组合类电价合同（比如中长期均价+现货出清价），是规避风险的最佳方式。