2025 年末，国家取消电力零售市场政府规定固定分时电价，推动市场迈入 “灵活定价、双向互动” 新阶段，是电价形成机制由政府主导向市场主导的深刻变革，适配新能源发展与电力系统转型，且按地区差异稳步推进。新政下，售电公司、储能企业、工商业用电户都面临价格波动大、传统盈利和用电模式失效的难题。但同时也迎来新机遇，售电公司向综合能源服务转型，储能、分布式光伏有了新发展模式，AI、大数据也能助力电力交易。

　　作为连接发电侧与用户侧的关键枢纽，零售市场的成熟度直接决定了电力市场化改革的深度与成效。2025年末，国家发改委、国家能源局发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，以取消政府规定的固定分时电价为核心突破，推动零售市场进入“灵活定价、双向互动”的新阶段。在这一政策导向下，售电公司、工商业用户、储能及分布式能源投资方等各类市场主体，既面临着价格波动、规则适配等多重风险，也迎来了业务升级、模式创新的全新机遇。深入剖析当前市场变局，精准把握风险与机遇的辩证关系，对于推动电力零售市场高质量发展具有重要意义。

　　此次电力零售市场政策调整，并非简单的规则修订，而是一场以市场化为主线的深刻变革，其核心逻辑是让市场在电价形成中发挥决定性作用，实现电力资源的优化配置。

　　从政策核心内容来看，此次调整明确“原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”，标志着零售电价彻底告别政府主导的固定时段划分与固定浮动比例模式。这一变革具有双重内涵：一方面，取消了固定的尖峰平谷时段划分，不再以行政指令界定用电高峰与低谷；另一方面，取消了各时段固定的价格浮动比例，替代以“随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制”。政策同时明确，中长期合同电量（占电力交易总量的70%~80%）需推行灵活分时电价，鼓励售电公司与用户自主约定价格模式，或采用“批零联动”方式传导批发侧价格信号，逐步形成“一企一价”的市场化格局。

　　从政策推进逻辑来看，此次调整是电力现货市场建设的必然延伸。截至2025年，全国已有28个省份连续开展电力现货交易，7个省份转入正式运行，发电侧市场化取得重要成果。在此背景下，推动用户侧进入市场，实现发电与用电的协同联动，成为改革深化的关键一步。取消固定分时电价类似于电力市场的“价格闯关”，本质是价格形成机制从政府主导转向市场主导，这一变革既适应了新能源装机规模激增带来的电力系统结构变化，也回应了零售市场主体对公平竞争、精准定价的诉求。值得注意的是，政策推进充分兼顾了地区差异与市场承受度，陕西作为首个全面取消分时电价的省份，与四川暂缓取消、优化调整的路径形成对比，体现了“分类指导、稳步推进”的改革思路。

　　政策转型在释放市场化活力的同时，也打破了原有市场生态的平衡，各类主体面临的风险呈现多元化、复杂化特征，主要集中在价格波动、收益重构、规则适配三个维度。

　　取消固定分时电价后，批零电价逐步挂钩，零售端价格波动性大幅提升，给市场主体带来直接经营压力。对于售电公司而言，传统“签订固定零售合同、赚取稳定批零价差”的躺赚模式难以为继。一方面，光伏大发时段批发侧电价必然走低，而局部天气变化、电力系统故障、市场供需失衡等因素可能导致某一时段电价瞬间飙升，若售电公司仓位控制不当或交易组合不合理，履约风险将成倍增加；另一方面，多地监管部门出台了批零价差管控政策，如陕西规定月度批零价差高于0.015元/千瓦时的部分按2:8比例与用户分享，河南要求价差超3厘的盈利部分85%返还用户，这进一步压缩了售电公司的盈利空间。更严峻的是，批发与零售市场存在脱节现象，广东等省份中长期合约签约比例高达90%，而现货价格长期低于中长期定价，导致售电公司“10%的现货利润难以弥补90%中长期合约的亏损”，商业模式可行性受到严重挑战。

　　对于分布式光伏投资方而言，价格波动风险直接影响项目收益预期。光伏大发时段与批发侧低电价区间高度重合，使得分布式光伏的上网电价面临持续下行压力。同时，用户侧合同模式的多元化导致项目价格时段随时可能变化，过去基于固定时段、固定价格的收益测算模型彻底失效，项目规划与运营的不确定性显著增加。工商业用户则面临用电成本不可控风险，虽然可以通过与售电公司协商定制电价套餐，但缺乏专业交易能力的中小用户可能在价格波动中处于被动地位，难以有效规避高峰时段电价上涨带来的成本压力。

　　政策调整对储能行业的冲击最为直接，传统收益模型的失效引发行业重构。在固定分时电价政策下，工商业储能电站的核心盈利模式是“低谷充电、高峰放电”的峰谷价差套利，峰谷价差越大的地区，项目吸引力越强。而取消固定分时电价后，峰谷价差的可预期性大幅下降，储能电站收益不确定性显著增加，部分以分时电价为标杆的项目被迫暂停推进。更值得关注的是，市场可能出现“集中充电—推高电价”的连锁反应，进一步打乱储能电站的充放电策略。对于储能厂商而言，行业招投标逻辑已从比拼电芯循环次数、瓦时数等技术硬指标，转向聚焦收益锁定能力，不少厂商因无法给出确定的收益承诺而错失项目机会。

　　售电行业则面临“劣币驱逐良币”的潜在风险。由于官方交易数据披露零散、滞后，部分具备信息优势的机构可利用信息差获利，而新入局或中小售电公司因缺乏交易能力和数据资源，难以开展公平竞争。同时，少数售电公司存在“阴阳合同”“串通抬价”等违规行为，不仅扰乱了市场秩序，也引发了监管部门的严厉管控，导致整个行业的盈利空间被进一步压缩。在多重压力下，部分省份已有售电公司计划退出市场，这将导致市场集中度上升，弱化市场竞争活力。

　　政策变革要求市场主体快速适配新的交易规则与市场环境，但部分主体的转型能力不足，面临显著的规则适配风险。对于售电公司而言，过去依赖政策红利和信息差的经营模式已难以为继，需要向“交易+服务”的综合能源服务商转型，但多数中小售电公司缺乏电力交易、风险管控、客户服务等核心能力，难以应对市场化带来的复杂挑战。四川暂缓取消分时电价的重要原因之一，就是当地售电公司普遍反映取消后盈利空间缩小，且缺乏适应市场变化的交易能力。

　　对于工商业用户而言，规则适配的核心挑战是用电行为的调整与交易能力的提升。固定分时电价政策下，用户可根据明确的峰谷时段调整用电安排，而灵活分时电价模式下，用户需要实时关注市场价格变化，合理安排生产用电时段。但多数用户缺乏专业的电力市场知识和交易经验，难以有效利用价格信号优化用电行为，可能导致用电成本上升。此外，用户与售电公司之间的合同条款设计也面临新的挑战，如何在合同中明确价格调整机制、风险分担方式等内容，成为双方需要共同应对的问题。

　　政策转型在带来挑战的同时，也为电力零售市场注入了新的发展动能，催生出多元化的新赛道与新机遇。

　　固定分时电价的取消，本质上是对售电公司核心能力的“洗牌”，具备强交易能力、优质客户资源和综合服务能力的售电公司将迎来更大发展空间。未来售电公司的竞争将集中在两个核心维度：一是电力交易能力，包括电价预测、仓位管理、风险对冲等，能够精准预测市场价格、制定合理电价套餐的售电公司将获得更多客户青睐。例如，深圳某区政府所属售电公司借助AI交易系统，最差月份盈利4.5分/千瓦时，最好月份达9.3分/千瓦时，远超行业平均水平；二是综合能源服务能力，售电公司将从单纯的电力销售商，转型为提供“电力+储能+节能+碳管理”的综合能源服务商，通过整合上下游资源，为用户提供定制化的能源解决方案，拓展盈利边界。

　　对于中小售电公司而言，差异化竞争成为生存之道。可以聚焦特定行业或区域用户，深耕细分市场，打造专业服务能力；也可以与具备强大交易能力的平台型企业合作，借助其技术和资源优势提升市场竞争力。政策层面鼓励中长期合同双方签订灵活价格机制，也为售电公司提供了更多创新空间，如推出“基础电价+浮动电价”“收益分成”等多元化合同模式，满足不同用户的风险偏好和用电需求。

　　政策转型推动储能行业从“被动套利”向“主动运营”转型，催生多元化收益模式。一方面，储能电站的定位回归“灵活调节型资源”，除了传统的峰谷价差套利，还可以通过参与辅助服务市场、提供容量租赁、支撑虚拟电厂运营等方式获取多元收益。例如，某公司构建“产品+服务+运营”的一体化交付模式，提供从项目设计到电力市场交易的整套服务，提升项目综合收益；另一方面，AI技术与储能硬件的深度融合，打造“会赚钱”的智能储能设备，成为行业新趋势。科技类型企业可以将AI交易能力植入储能设备，通过优化充放策略，显著提升储能套利能力。

　　分布式能源则借助虚拟电厂实现聚合发展，破解“小、散、杂”的发展困境。虚拟电厂通过数字化技术将分布式光伏、工商业储能、可调负荷等资源整合起来，实现一体化可调可控，既提升了电网友好性，又增强了抗风险能力。广东、河北等省份已出台政策，支持虚拟电厂参与电力市场交易，分布式能源可以通过虚拟电厂主体参与直接交易、聚合交易等，拓展市场空间。同时，“动态承载力”和“柔性接入”技术的推广应用，也为分布式光伏新增并网释放了更多空间，推动其与配电网协同发展。

　　电力零售市场的市场化、复杂化，为技术创新提供了广阔场景，AI、大数据等技术成为市场竞争的核心驱动力。AI交易系统能够整合气象数据、历史交易数据、电网负荷趋势等多维度信息，实现价格精准预测、交易策略优化、风险实时监控，大幅提升交易效率和收益水平。

　　大数据技术则在用户画像、需求预测、合同管理等方面发挥重要作用。售电公司可以通过分析用户用电数据，精准描绘用户用电特征，制定个性化电价套餐；也可以基于历史数据预测用户用电需求，优化购电策略，降低购电成本。此外，区块链技术在电力交易中的应用，能够实现交易数据的透明化、不可篡改，提升交易信任度，为分布式能源“绿电直连”等创新交易形式提供技术支撑。

　　电力零售市场的深化建设是一项系统工程，需要政策制定者、市场主体、技术服务商等多方协同发力，破解发展难题，释放市场活力。

　　一是坚持“分类指导、稳步推进”的原则，根据各省份电力市场发育程度、资源禀赋差异，合理安排政策推进节奏，避免“一刀切”。对于现货市场尚未成熟的地区，可设置过渡期限，给予市场主体充分的适应时间；二是完善市场规则设计，梳理中长期与现货的价量对接机制，优化价格上下限、签约比例等关键参数，避免市场定价空间被过度压缩。同时，丰富对冲工具，推出电力期货、期权等衍生产品，为市场主体提供风险对冲渠道；三是建立统一透明的信息披露制度，规范数据披露的内容、时间和方式，保障市场主体平等获取信息的权利。加强跨部门执法协同，严厉打击串通报价、阴阳合同等违规行为，提高违规成本，维护市场秩序。

　　售电公司应将核心能力建设放在首位，加大对电力交易、风险管控、技术研发等方面的投入，提升专业化水平。同时，积极拓展综合能源服务业务，培育新的盈利增长点；储能与分布式能源投资方应加快商业模式创新，从“重资产投资”转向“轻资产运营”，通过技术升级和模式创新提升收益稳定性；工商业用户应提升电力市场参与能力，加强与售电公司的合作，合理选择电价套餐和合同模式，优化用电行为，降低用电成本。各类主体还应加强行业交流与合作，共享经验、共建生态，共同推动零售市场健康发展。

　　鼓励技术服务商加大研发投入，开发更多适配电力零售市场的智能化产品和解决方案，如AI交易系统、大数据分析平台、虚拟电厂运营系统等，为市场主体提供技术支撑。推动电力交易平台数字化升级，提升平台的数据处理能力、交易撮合效率和风险防控水平。加强“源网荷储”各环节数据互联互通，打破数据壁垒，实现数据共享共用，为电力交易、调度运行等提供数据支撑。同时，推广应用“动态承载力”“柔性接入”等先进技术，提升配电网对分布式能源的接纳能力，为零售市场发展奠定坚实的技术基础。

　　电力零售市场的深化建设，是全国统一电力市场建设的关键环节，也是新型能源体系建设的重要支撑。在政策转型的推动下，市场虽然面临诸多风险挑战，但更蕴含着前所未有的发展机遇。随着规则体系的不断完善、市场主体的逐步成熟、技术创新的持续赋能，电力零售市场必将逐步形成公平竞争、高效运行、多元共赢的良好生态，为电力体制改革持续深化注入强劲动力，为“双碳”目标实现提供坚实保障。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）2026年底1期，作者系清华大学能源链网研究中心研究员。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。

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