中國儲能網訊：作為連接發(fā)電側與用戶側的關鍵樞紐，零售市場的成熟度直接決定了電力市場化改革的深度與成效。2025年末，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》，以取消政府規(guī)定的固定分時電價為核心突破，推動零售市場進入“靈活定價、雙向互動”的新階段。在這一政策導向下，售電公司、工商業(yè)用戶、儲能及分布式能源投資方等各類市場主體，既面臨著價格波動、規(guī)則適配等多重風險，也迎來了業(yè)務升級、模式創(chuàng)新的全新機遇。深入剖析當前市場變局，精準把握風險與機遇的辯證關系，對于推動電力零售市場高質量發(fā)展具有重要意義。
政策轉型：電力零售市場的變革底色
此次電力零售市場政策調整，并非簡單的規(guī)則修訂，而是一場以市場化為主線的深刻變革，其核心邏輯是讓市場在電價形成中發(fā)揮決定性作用，實現電力資源的優(yōu)化配置。
從政策核心內容來看，此次調整明確“原則上直接參與市場用戶不再執(zhí)行政府規(guī)定的分時電價”，標志著零售電價徹底告別政府主導的固定時段劃分與固定浮動比例模式。這一變革具有雙重內涵：一方面，取消了固定的尖峰平谷時段劃分，不再以行政指令界定用電高峰與低谷；另一方面，取消了各時段固定的價格浮動比例，替代以“隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制”。政策同時明確，中長期合同電量（占電力交易總量的70%~80%）需推行靈活分時電價，鼓勵售電公司與用戶自主約定價格模式，或采用“批零聯動”方式傳導批發(fā)側價格信號，逐步形成“一企一價”的市場化格局。
從政策推進邏輯來看，此次調整是電力現貨市場建設的必然延伸。截至2025年，全國已有28個省份連續(xù)開展電力現貨交易，7個省份轉入正式運行，發(fā)電側市場化取得重要成果。在此背景下，推動用戶側進入市場，實現發(fā)電與用電的協(xié)同聯動，成為改革深化的關鍵一步。取消固定分時電價類似于電力市場的“價格闖關”，本質是價格形成機制從政府主導轉向市場主導，這一變革既適應了新能源裝機規(guī)模激增帶來的電力系統(tǒng)結構變化，也回應了零售市場主體對公平競爭、精準定價的訴求。值得注意的是，政策推進充分兼顧了地區(qū)差異與市場承受度，陜西作為首個全面取消分時電價的省份，與四川暫緩取消、優(yōu)化調整的路徑形成對比，體現了“分類指導、穩(wěn)步推進”的改革思路。
風險解構：市場主體面臨的多重挑戰(zhàn)
政策轉型在釋放市場化活力的同時，也打破了原有市場生態(tài)的平衡，各類主體面臨的風險呈現多元化、復雜化特征，主要集中在價格波動、收益重構、規(guī)則適配三個維度。
價格波動風險：零售端不確定性顯著增強
取消固定分時電價后，批零電價逐步掛鉤，零售端價格波動性大幅提升，給市場主體帶來直接經營壓力。對于售電公司而言，傳統(tǒng)“簽訂固定零售合同、賺取穩(wěn)定批零價差”的躺賺模式難以為繼。一方面，光伏大發(fā)時段批發(fā)側電價必然走低，而局部天氣變化、電力系統(tǒng)故障、市場供需失衡等因素可能導致某一時段電價瞬間飆升，若售電公司倉位控制不當或交易組合不合理，履約風險將成倍增加；另一方面，多地監(jiān)管部門出臺了批零價差管控政策，如陜西規(guī)定月度批零價差高于0.015元/千瓦時的部分按2:8比例與用戶分享，河南要求價差超3厘的盈利部分85%返還用戶，這進一步壓縮了售電公司的盈利空間。更嚴峻的是，批發(fā)與零售市場存在脫節(jié)現象，廣東等省份中長期合約簽約比例高達90%，而現貨價格長期低于中長期定價，導致售電公司“10%的現貨利潤難以彌補90%中長期合約的虧損”，商業(yè)模式可行性受到嚴重挑戰(zhàn)。
對于分布式光伏投資方而言，價格波動風險直接影響項目收益預期。光伏大發(fā)時段與批發(fā)側低電價區(qū)間高度重合，使得分布式光伏的上網電價面臨持續(xù)下行壓力。同時，用戶側合同模式的多元化導致項目價格時段隨時可能變化，過去基于固定時段、固定價格的收益測算模型徹底失效，項目規(guī)劃與運營的不確定性顯著增加。工商業(yè)用戶則面臨用電成本不可控風險，雖然可以通過與售電公司協(xié)商定制電價套餐，但缺乏專業(yè)交易能力的中小用戶可能在價格波動中處于被動地位，難以有效規(guī)避高峰時段電價上漲帶來的成本壓力。
收益重構風險：傳統(tǒng)盈利模式遭遇顛覆
政策調整對儲能行業(yè)的沖擊最為直接，傳統(tǒng)收益模型的失效引發(fā)行業(yè)重構。在固定分時電價政策下，工商業(yè)儲能電站的核心盈利模式是“低谷充電、高峰放電”的峰谷價差套利，峰谷價差越大的地區(qū)，項目吸引力越強。而取消固定分時電價后，峰谷價差的可預期性大幅下降，儲能電站收益不確定性顯著增加，部分以分時電價為標桿的項目被迫暫停推進。更值得關注的是，市場可能出現“集中充電—推高電價”的連鎖反應，進一步打亂儲能電站的充放電策略。對于儲能廠商而言，行業(yè)招投標邏輯已從比拼電芯循環(huán)次數、瓦時數等技術硬指標，轉向聚焦收益鎖定能力，不少廠商因無法給出確定的收益承諾而錯失項目機會。
售電行業(yè)則面臨“劣幣驅逐良幣”的潛在風險。由于官方交易數據披露零散、滯后，部分具備信息優(yōu)勢的機構可利用信息差獲利，而新入局或中小售電公司因缺乏交易能力和數據資源，難以開展公平競爭。同時，少數售電公司存在“陰陽合同”“串通抬價”等違規(guī)行為，不僅擾亂了市場秩序，也引發(fā)了監(jiān)管部門的嚴厲管控，導致整個行業(yè)的盈利空間被進一步壓縮。在多重壓力下，部分省份已有售電公司計劃退出市場，這將導致市場集中度上升，弱化市場競爭活力。
規(guī)則適配風險：市場主體面臨轉型陣痛
政策變革要求市場主體快速適配新的交易規(guī)則與市場環(huán)境，但部分主體的轉型能力不足，面臨顯著的規(guī)則適配風險。對于售電公司而言，過去依賴政策紅利和信息差的經營模式已難以為繼，需要向“交易+服務”的綜合能源服務商轉型，但多數中小售電公司缺乏電力交易、風險管控、客戶服務等核心能力，難以應對市場化帶來的復雜挑戰(zhàn)。四川暫緩取消分時電價的重要原因之一，就是當地售電公司普遍反映取消后盈利空間縮小，且缺乏適應市場變化的交易能力。
對于工商業(yè)用戶而言，規(guī)則適配的核心挑戰(zhàn)是用電行為的調整與交易能力的提升。固定分時電價政策下，用戶可根據明確的峰谷時段調整用電安排，而靈活分時電價模式下，用戶需要實時關注市場價格變化，合理安排生產用電時段。但多數用戶缺乏專業(yè)的電力市場知識和交易經驗，難以有效利用價格信號優(yōu)化用電行為，可能導致用電成本上升。此外，用戶與售電公司之間的合同條款設計也面臨新的挑戰(zhàn)，如何在合同中明確價格調整機制、風險分擔方式等內容，成為雙方需要共同應對的問題。
機遇重構：市場化轉型中的新賽道與新機遇
政策轉型在帶來挑戰(zhàn)的同時，也為電力零售市場注入了新的發(fā)展動能，催生出多元化的新賽道與新機遇。
主體升級機遇：售電公司邁向專業(yè)化、綜合化
固定分時電價的取消，本質上是對售電公司核心能力的“洗牌”，具備強交易能力、優(yōu)質客戶資源和綜合服務能力的售電公司將迎來更大發(fā)展空間。未來售電公司的競爭將集中在兩個核心維度：一是電力交易能力，包括電價預測、倉位管理、風險對沖等，能夠精準預測市場價格、制定合理電價套餐的售電公司將獲得更多客戶青睞。例如，深圳某區(qū)政府所屬售電公司借助AI交易系統(tǒng)，最差月份盈利4.5分/千瓦時，最好月份達9.3分/千瓦時，遠超行業(yè)平均水平；二是綜合能源服務能力，售電公司將從單純的電力銷售商，轉型為提供“電力+儲能+節(jié)能+碳管理”的綜合能源服務商，通過整合上下游資源，為用戶提供定制化的能源解決方案，拓展盈利邊界。
對于中小售電公司而言，差異化競爭成為生存之道?？梢跃劢固囟ㄐ袠I(yè)或區(qū)域用戶，深耕細分市場，打造專業(yè)服務能力；也可以與具備強大交易能力的平臺型企業(yè)合作，借助其技術和資源優(yōu)勢提升市場競爭力。政策層面鼓勵中長期合同雙方簽訂靈活價格機制，也為售電公司提供了更多創(chuàng)新空間，如推出“基礎電價+浮動電價”“收益分成”等多元化合同模式，滿足不同用戶的風險偏好和用電需求。
業(yè)態(tài)創(chuàng)新機遇：儲能與分布式能源迎來發(fā)展新范式
政策轉型推動儲能行業(yè)從“被動套利”向“主動運營”轉型，催生多元化收益模式。一方面，儲能電站的定位回歸“靈活調節(jié)型資源”，除了傳統(tǒng)的峰谷價差套利，還可以通過參與輔助服務市場、提供容量租賃、支撐虛擬電廠運營等方式獲取多元收益。例如，某公司構建“產品+服務+運營”的一體化交付模式，提供從項目設計到電力市場交易的整套服務，提升項目綜合收益；另一方面，AI技術與儲能硬件的深度融合，打造“會賺錢”的智能儲能設備，成為行業(yè)新趨勢?？萍碱愋推髽I(yè)可以將AI交易能力植入儲能設備，通過優(yōu)化充放策略，顯著提升儲能套利能力。
分布式能源則借助虛擬電廠實現聚合發(fā)展，破解“小、散、雜”的發(fā)展困境。虛擬電廠通過數字化技術將分布式光伏、工商業(yè)儲能、可調負荷等資源整合起來，實現一體化可調可控，既提升了電網友好性，又增強了抗風險能力。廣東、河北等省份已出臺政策，支持虛擬電廠參與電力市場交易，分布式能源可以通過虛擬電廠主體參與直接交易、聚合交易等，拓展市場空間。同時，“動態(tài)承載力”和“柔性接入”技術的推廣應用，也為分布式光伏新增并網釋放了更多空間，推動其與配電網協(xié)同發(fā)展。
技術賦能機遇：AI與大數據重塑電力交易生態(tài)
電力零售市場的市場化、復雜化，為技術創(chuàng)新提供了廣闊場景，AI、大數據等技術成為市場競爭的核心驅動力。AI交易系統(tǒng)能夠整合氣象數據、歷史交易數據、電網負荷趨勢等多維度信息，實現價格精準預測、交易策略優(yōu)化、風險實時監(jiān)控，大幅提升交易效率和收益水平。
大數據技術則在用戶畫像、需求預測、合同管理等方面發(fā)揮重要作用。售電公司可以通過分析用戶用電數據，精準描繪用戶用電特征，制定個性化電價套餐；也可以基于歷史數據預測用戶用電需求，優(yōu)化購電策略，降低購電成本。此外，區(qū)塊鏈技術在電力交易中的應用，能夠實現交易數據的透明化、不可篡改，提升交易信任度，為分布式能源“綠電直連”等創(chuàng)新交易形式提供技術支撐。
發(fā)展建議：多方協(xié)同共建高質量零售市場生態(tài)
電力零售市場的深化建設是一項系統(tǒng)工程，需要政策制定者、市場主體、技術服務商等多方協(xié)同發(fā)力，破解發(fā)展難題，釋放市場活力。
政策層面：完善規(guī)則體系，營造公平市場環(huán)境
一是堅持“分類指導、穩(wěn)步推進”的原則，根據各省份電力市場發(fā)育程度、資源稟賦差異，合理安排政策推進節(jié)奏，避免“一刀切”。對于現貨市場尚未成熟的地區(qū)，可設置過渡期限，給予市場主體充分的適應時間；二是完善市場規(guī)則設計，梳理中長期與現貨的價量對接機制，優(yōu)化價格上下限、簽約比例等關鍵參數，避免市場定價空間被過度壓縮。同時，豐富對沖工具，推出電力期貨、期權等衍生產品，為市場主體提供風險對沖渠道；三是建立統(tǒng)一透明的信息披露制度，規(guī)范數據披露的內容、時間和方式，保障市場主體平等獲取信息的權利。加強跨部門執(zhí)法協(xié)同，嚴厲打擊串通報價、陰陽合同等違規(guī)行為，提高違規(guī)成本，維護市場秩序。
市場主體層面：強化能力建設，主動適應市場變革
售電公司應將核心能力建設放在首位，加大對電力交易、風險管控、技術研發(fā)等方面的投入，提升專業(yè)化水平。同時，積極拓展綜合能源服務業(yè)務，培育新的盈利增長點；儲能與分布式能源投資方應加快商業(yè)模式創(chuàng)新，從“重資產投資”轉向“輕資產運營”，通過技術升級和模式創(chuàng)新提升收益穩(wěn)定性；工商業(yè)用戶應提升電力市場參與能力，加強與售電公司的合作，合理選擇電價套餐和合同模式，優(yōu)化用電行為，降低用電成本。各類主體還應加強行業(yè)交流與合作，共享經驗、共建生態(tài)，共同推動零售市場健康發(fā)展。
技術層面：深化數字賦能，提升市場運行效率
鼓勵技術服務商加大研發(fā)投入，開發(fā)更多適配電力零售市場的智能化產品和解決方案，如AI交易系統(tǒng)、大數據分析平臺、虛擬電廠運營系統(tǒng)等，為市場主體提供技術支撐。推動電力交易平臺數字化升級，提升平臺的數據處理能力、交易撮合效率和風險防控水平。加強“源網荷儲”各環(huán)節(jié)數據互聯互通，打破數據壁壘，實現數據共享共用，為電力交易、調度運行等提供數據支撐。同時，推廣應用“動態(tài)承載力”“柔性接入”等先進技術，提升配電網對分布式能源的接納能力，為零售市場發(fā)展奠定堅實的技術基礎。
電力零售市場的深化建設，是全國統(tǒng)一電力市場建設的關鍵環(huán)節(jié)，也是新型能源體系建設的重要支撐。在政策轉型的推動下，市場雖然面臨諸多風險挑戰(zhàn)，但更蘊含著前所未有的發(fā)展機遇。隨著規(guī)則體系的不斷完善、市場主體的逐步成熟、技術創(chuàng)新的持續(xù)賦能，電力零售市場必將逐步形成公平競爭、高效運行、多元共贏的良好生態(tài)，為電力體制改革持續(xù)深化注入強勁動力，為“雙碳”目標實現提供堅實保障。
