13省取消行政分時電價：工商業儲能告別“躺賺”，光儲一體迎來新機遇

2026年3月1日起，直接參與電力市場交易的工商業用戶，不再執行政府核定的固定分時電價。一場覆蓋發電、售電、用電、交易全鏈條的深刻變革正加速推進。

2026年開年以來，“取消行政固定分時電價”成為電力行業最熱的話題。

截至目前，遼寧、重慶、河北南網、吉林、山西、湖北、云南、河南、貴州、安徽、四川、江蘇、陜西等13個省份已發布相關文件。除江蘇和陜西外，其余11個省份已正式執行。

這場改革并非小范圍調整，而是電力全鏈條的規則重構。對光伏和儲能行業而言，這究竟是沖擊還是機遇？

一、新政落地：13省市先行，全國鋪開在即

2025年12月17日，國家發改委、國家能源局正式印發《電力中長期市場基本規則》（發改能源規〔2025〕1656號），明確自2026年3月1日起，直接參與市場交易的經營主體，不再人為規定分時電價水平和時段。

需要特別強調的是，此次改革主要針對直接參與電力市場交易的大型工商業用戶，居民生活用電、農業生產用電完全不受影響，原有階梯電價、峰谷電價政策保持不變。

二、什么是行政分時電價？為何能“躺賺”？

行政分時電價，是指供電部門根據電網負荷規律，將一天24小時劃分為高峰、平段、低谷等時段，并制定不同電價的政策，其核心目的是用經濟杠桿引導用戶在用電高峰期少用電、低負荷時段多用電。

這項政策創造的“低買高賣”套利空間，成為傳統工商業儲能和獨立售電公司最重要的盈利模式——低谷電價時充電，高峰電價時放電，賺取峰谷套利價差。基于此，工商業儲能項目的收益可精準預算，不少項目甚至打包票“5年回本”。

三、取消后對工商業儲能：短期陣痛，長期利好

短期沖擊：單一峰谷套利模式失效

之前投建的儲能電站，主要依賴分時電價和業主方的負荷情況設定充放電時段盈利，但現在部分地區市場化后，一天可能出現多個峰谷時段，且當前電力市場以15分鐘為一個交易節點，將極大提升電站運營的操作難度。

部分地區充電價差也出現大幅收窄。2025年3月至10月，河北南網現貨實時出清平均價格最大價差約0.2元/kWh—0.3元/kWh，而此前各省峰谷價差能達到0.62元/kWh—0.8元/kWh。

收益下滑后，工商業儲能項目可能既無法兌現給用電企業的收益承諾，也難以覆蓋資金壓力。

應對之策：從單一套利轉向多元變現

儲能的核心出路，一方面是參與電力輔助服務市場，提供調峰與備用服務；另一方面可以提升供電可靠性與電能質量，為高端制造業、數據中心等關鍵用戶提供不間斷電源和電壓支撐。

四、光儲融合迎來戰略機遇

1. 光伏發電價值得到市場定價認可

改革的核心要義是將電價定價權從政府轉移至市場，讓價格信號更真實、準確地反映實時電力供需狀況。這意味著光伏發電在午間時段的綠色電力價值將通過市場價格直接體現，尤其是在電力供大于求時，低價電力將刺激更多用戶用電，提升光伏消納水平。

2. 光儲融合成為標配，光伏系統價值提升

改革將對電力全產業鏈產生深遠影響：發電側方面，新能源企業將更加注重光儲融合發展，通過儲能調整出力曲線以適配市場價格波動，提升收益穩定性。

工商業用戶為降低用電成本，將更加主動地配置分布式光伏+儲能系統，實現自發自用、余電存儲，減少對外購電依賴。這為光伏企業打開了新的市場空間。

五、如何應對？

短期：

1、推進光儲一體化。將光伏與儲能打包配置，通過儲能調節光伏出力的時段分布，提升整體收益穩定性。

2、加強存量項目精細化運營。原有儲能項目需升級運營策略，從“設定時段自動運行”轉向“根據市場信號動態調度”。

中長期：

1、拓展多元收益來源。除電能量交易外，積極參與輔助服務市場，爭取容量補償收益，實現電量、容量、調節多重價值變現。

2、布局虛擬電廠。將分散的分布式光伏和儲能資源聚合，作為虛擬電廠參與電力市場交易，提升議價能力和收益水平。

3、關注高端應用場景。為數據中心、高端制造業等對供電質量要求高的用戶提供光儲一體化解決方案，賺取“可靠性保險”收入。

結語

取消行政分時電價，意味著電力行業依托政策“躺賺”的時代正式落幕。過去靠固定政策、信息差、簡單套利就能獲利的模式已經行不通，未來比拼的是市場預判能力、專業運營能力和綜合服務能力。

對于儲能企業而言，短期陣痛不可避免，但長期來看，這是行業從“政策驅動”走向“市場驅動”的必經之路。誰能在這一輪洗牌中率先建立市場化運營能力，誰就能在下一輪增長周期中占據先機。

來源：第一財經、經濟觀察報等

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