中国储能网讯：随着我国“双碳”战略的深入推进，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为必然需求。在这一背景下，电力价格机制作为调节供需、引导投资、保障安全的最重要杠杆，也在发生深刻的改变。
国家发展改革委于2021年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）明确提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，取消工商业目录销售电价。这一政策在上一轮电改“发电侧竞价上网，零售侧目录电价”的宏观基调上，进一步实现了批零价格市场化衔接，为后续更深层次的价格结构调整奠定了制度基础。
进入2025年后，零售侧分时电价调整政策的演进速度进一步加快。国家发展改革委与国家能源局联合发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）明确了2026年电力市场的交易框架，文件中明确要求各地做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价。
根据发改价格〔2021〕1439号文，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。
也就是符合市场化交易要求的电力用户，除了电网代理购电的用电企业之外，都可以被认为是“直接从电力市场购电的用户”，这既包括了直接参与批发侧交易的电力大用户，也包括了通过售电公司代理购电的各类工商业电力用户。根据发改价格〔2021〕1439号文，直接参与电力市场的用户，所执行的零售电价原则上都可以不执行固定的分时和价格。
零售侧分时电价改革的目的
一是打通批发-零售价格传导链条。通过取消零售合同中的固定分时和固定峰谷电价，彻底释放价格信号在零售端的灵活性，使得批发市场的价格波动能够较为实时地传导至最终消费侧，从而在系统层面实现更高效率的削峰填谷和资源优化配置。
二是激励用户侧资源参与系统平衡。当价格信号充分传导时，用户将基于经济理性主动调整用电行为，在高价时段减少用电或释放储能，在低价时段增加用电或充电储能。这种分散化的负荷响应机制，较之于集中调度的行政指令更具效率和可持续性。同时也鼓励了虚拟电厂运营商、负荷聚合商、售电公司等相关负荷侧的市场化主体积极参与。
三是为批发侧现货市场全覆盖奠定零售侧基础。发改办体改〔2025〕394号文件要求2025年底基本实现电力现货市场全覆盖。现货市场的价格发现功能只有传导至零售侧才能充分发挥作用，取消固定分时电价是零售市场与现货市场有效衔接的必要条件。
适应新型电力系统的电价的形成机制
笔者认为这种政策设计不仅是对市场化交易形式的优化，更是对新型电力系统物理特性演变的适应过程。
在以常规电源为基础的传统电力系统中，电价的确定性是核心，现货价格反映的是边际发电成本的竞争，也就是基于发电企业运行成本的定价逻辑，而固定的零售侧分时电价则是这种思维在零售端的延续。
在新型电力系统中，由于大规模并网的风光新能源边际发电几乎为零，所以新能源大发时段在现货市场上经常出现零电价甚至负电价；此外，新能源不发电时段，或者新能源出力波动的时段，需要极高的平衡和运行成本来应对风险，而这部分的投入的固定成本极高，比如火电灵活性改造、大规模储能、负荷响应等。目前的零售侧价格机制部分阻碍了灵活性成本的回收，所以这是一种基于CAPEX模型（资本支出模型）的定价模式。
工商业用户全面入市后，工商业用户的购电成本应逐步体现“市场边际成本+系统安全与灵活性成本”。零售侧分时电价改革，本质是为这种传导提供制度接口：让零售合同的价格结构具备随批发价格变化的能力（动态分时、可变峰谷价差、与日前/现货挂钩等），从而把“系统运行约束”映射为“用户侧可感知价格”。
对各方的影响分析
要求售电公司实现从“渠道型售电”转向“交易管理+风险管理”的能力变迁
当零售合同不再给出稳定的固定峰谷价差，售电公司将面临全面的系统性压力。一是零售侧定价能力的变化，以前不少售电公司基于固定的零售分时电价+确定的批发侧中长期底价，通过渠道营销获得价差利润，然后在短期和现货市场上选择“躺平”模式，靠天吃饭。但是未来零售侧合同电量和价格的确定，需要基于负荷曲线、用户可调性、行业工艺约束，对未来批发价格（中长期+现货）进行情景化报价，而非简单的“批零价差”，甚至需要“一企多价”；
二是批发侧的价格风险，其批发波动更大，零售若承诺固定价将形成巨大敞口；
三是履约风险，即用户实际用电偏离申报曲线，偏差成本在现货市场中显性化，一旦某些履约时段的现货价格因为新能源处理波动导致大幅度抬高，则售电公司可能损失全部利润。
对售电公司来说，未来需要在交易端建立更完整的“预测-计划-交易-执行-优化-复盘”迭代闭环，需要进行负荷预测、风光预测（对购电组合影响）、多空仓位管理、场内外组合优化、负荷侧资源调度、辅助服务、电力价格保险等各种手段组合才能提高盈利能力。
同时在零售层，需要面向不同用户推出“保底+浮动”“批发侧均价传递+分成”“价格直连+服务费”“可中断折扣”等多重结构化合约，售电公司从卖电转为卖“价格风险兜底+用能曲线优化”的服务。
固定分时与固定峰谷价差的取消，会显著抬高售电公司的专业门槛，行业将加速分化与出清，交易能力弱、风控薄的主体生存空间被压缩。
引导电力用户从“被动响应峰谷”迈向“根据价格信号调整需求”
用户侧的变化同样不是“电费涨跌”这么简单，而是用电决策逻辑变化：
一是价格不确定性提高：用户若选择与市场挂钩的零售方案，将感受到更真实的分时波动；这会倒逼用户评估生产弹性、库存策略、班次安排等；
二是对用电企业来说，负荷曲线的弹性将成为创造收益的资源：无论是可调节的周期性负荷，还是灵活性负荷，抑或是各类储能装置，只要能够移峰、削峰、快速响应的资源，将通过更低的综合购电成本或需求响应收益体现价值；
三是企业用能数字化水平的提升需求更为明确：更精细的分项计量、细化到四或者五级的分项用能、主要用电负荷预测、分布式“源网荷储”的优化调度控制，在动态分时/动态价差环境下具有直接经济性；
四是不同行业对价格影响的分化：用电量大、连续性强、工艺刚性高的行业更看中中长期电量的“压舱石效应”，对售电公司的价格和风险保障要求更高；可调性强的行业可能更喜欢与虚拟电厂运营商签约，并把灵活性资源聚合后参与现货联动与需求响应获得更高的价格回馈。
对批发侧价格信号的反向传导与影响
取消固定分时/固定峰谷价差，有利于批发侧信号向下游传导，但也会反过来改变批发市场的运行生态。
从下游往上游的反向影响来看，需求响应参与度提高会改变批发价格形态。更多负荷跟随价格移动，会抑制极端高价、平滑净负荷曲线，从而降低系统对高成本灵活性资源（比如调频电厂、源网侧储能）的刚性依赖。
同时，也可能带来新的波动来源，若大量负荷在同一价格信号下“同步动作”，比如在电价低谷时段同时启动，可能引发二次峰谷或局部拥塞，促使市场进一步采用更精细的分区/节点价格机制与更严格的响应约束（响应确认、可用性考核等），反过来更推动电力系统，尤其是配电网运行管理精细化和电力市场交易产品颗粒度的精细化，带动交易和调控运行的专业化。
对分布式光伏投资与交易的影响
在“更多新能源进入市场、批发价格更灵活”的趋势下，分布式光伏（含工商业分布式）的投资收益逻辑将被颠覆。
一是分布式光伏从“以投定产”，转换为“以消定投”，过去的分布式投资只是基于过去的负荷曲线，固定的电费单价格，只要确定了基本的消纳容量就可以投资了，基本上投资多少、发多少、消纳多少。但是未来企业的负荷可能不仅仅是跟着企业生产负荷走，还要跟着售电公司的灵活电价动态改变，影响企业负荷曲线的变量多了，光伏投资需要跟着资源的变化进行，投资需要考虑的因素和变量增加了。
二是分布式光伏从资产逻辑，变成资源逻辑。原有的分布式光伏收益模式较为简单，自发自用部分跟着固定的分时电价走，上网部分有固定的消纳政策和收购价格，但是批发侧和零售侧的电价放开，将迫使分布式光伏投资商从原有的简单固定收益模型，转换为动态收益模式，需要关注负荷、甚至过渡到分布式光伏+储能+可控负荷的组合，将更能捕捉“低价充/高价用（或少买）”以及需求响应、容量/备用类机制（若地方探索推进）的潜在收益。
三是交易形态更丰富更专业。分布式主体若参与市场化交易（聚合、虚拟电厂等路径），需要面对预测偏差、曲线申报、结算规则、偏差考核等专业要求；“固定分时、固定峰谷”弱化后，分布式收益波动更需要通过合约结构与运营能力来管理。
客观上分布式光伏的投资方和运营-交易方将逐步分离，出现专业的多资源运营方，比如售电公司业务延伸，或者专业的负荷侧聚合运营商，对包括分布式光伏在内的多种资源进行聚合调度、双边交易、多产品组合优化。
小结
零售侧分时电价改革（尤其是取消零售合同中固定分时与固定峰谷电价的做法）并非孤立政策，而是与“双碳”带来的新能源海量投资、新型电力系统建设、批发侧市场化、现货交易开展等多重因素交织演化的产物。
其内在变化的推动力：一是新能源高渗透使电能量的边际成本在部分时段趋近于零；二是系统成本重心转向安全与灵活性（爬坡、备用、调频、预测误差、约束管理等）；三是要把这些成本与稀缺性以价格形式传递给零售侧，才能调动用户侧的响应与分布式投资；
当价格信号更透明，市场主体（售电公司、用户、聚合商、分布式资源）必须以更专业的交易与运营方式参与系统优化。所以笔者认为，分时电价的改革，将推动更适应新能源并网的市场体系、商业模式、技术模式的逐步形成。
零售侧分时电价改革的深层结果，可以概括为以下三点：
一是电力交易与系统运行将更适应新能源大规模并网：通过更动态、更真实的分时价格，把净负荷波动与灵活性需求传导到用户侧，提升消纳与系统韧性。
二是价格信号传递更透明：批发侧的稀缺性、约束与灵活性成本将更直接影响零售侧价格结构，减少“价表固定但系统成本剧变”的错配。
三是各环节运营更专业化：售电公司从价差型竞争转向交易管理与风险管理；用户从被动接受分时价表转向主动管理负荷与用能资产；分布式资源从单一发电收益转向综合系统价值变现。
