一、 引言：一场静水深流的电力体制变革
2026年3月1日，随着国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）正式实施，中国电力市场化改革迈入一个全新的关键阶段。其中，最受行业瞩目的核心变革之一，便是对直接参与电力市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这一划时代的调整，标志着运行多年的政府核定固定分时电价机制，在完成其历史使命后，正平稳有序地退出历史舞台的中心，将电力价格的形成权，更彻底地交还给市场。
据第一财经等权威媒体梳理，全国范围内政策调整的脉络清晰可见：截至目前，已有11个省市发布相关通知，其中贵州、河北（南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南等9地已明确落地取消针对入市用户的固定分时电价政策；江苏、山西两省的调整方案则处于公开征求意见阶段，即将跟进。这场由顶层设计引领、多地协同推进的深刻变革，并非简单的政策“取消”，而是一场从“政府定价”到“市场定价”的深刻范式转移，其涟漪效应正穿透电力产业链的每一个环节，尤其为储能产业打开了前所未有的机遇之门。
二、 固定分时电价：功成身退的过渡性支柱
要理解此次变革的深远意义，首先需回顾固定分时电价机制的历史角色。作为中国电力市场化改革过渡阶段的核心电价调控工具，分时电价机制由政府主管部门根据电网负荷变化与供需状况，将一天划分为高峰、平段、低谷乃至尖峰等固定时段，并设定各时段差异化的固定电价。这一机制的经典设计初衷在于“削峰填谷”：利用价格信号引导用户调整用电行为，将高峰时段的用电需求转移至低谷时段，从而保障电网安全稳定运行，提升发电资产利用效率，并促进风电、光伏等间歇性新能源的消纳。
客观而言，在电力现货市场尚未建立或尚不成熟的时期，固定分时电价机制发挥了不可替代的“稳定器”与“调节阀”作用。它平滑了负荷曲线，缓解了电网压力，并为社会普及了基于时间价值的电价概念，为更深层次的市场化改革培育了认知土壤。正如《电力中长期交易基本规则》等系列法规政策所构建的框架，分时电价一直是连接计划与市场、过去与未来的重要桥梁。
然而，随着以“中长期+现货”为核心的电力市场体系在全国范围内加速构建并走向成熟，固定分时电价机制的局限性也逐渐显现。政府核定的固定时段和价格，难以实时、精准地反映瞬息万变的电力供需关系与边际成本变化，价格信号存在滞后性与刚性。这在一定程度上制约了市场在资源配置中决定性作用的发挥，也使得储能等灵活性资源的价值无法通过更精细、更动态的价格信号得到充分体现和补偿。因此，其退出并非否定其历史功绩，而是电力市场化进程发展到新阶段的必然选择。
三、 核心变革：从“固定”到“浮动”，市场成为定价主旋律
根据1656号文及各地细则，此次政策调整的核心要义非常明确：取消的是“政府核定的固定分时电价”，而非“分时定价机制”本身。电价将根据电力现货市场的实时供需情况，由市场交易自然形成波动性的分时价格。定价主体从政府转变为市场，价格信号从“事前划定”变为“实时生成”。
从各地落地细节看，这一原则得到了忠实贯彻，但具体路径又富有地方特色。例如：
湖北、陕西等地明确，其“市场化用户”涵盖批发与零售全口径用户，实现了市场用户的统一对待。
陕西在政策中前瞻性地指出，售电公司代理用户的电价将主要由市场批发均价传导形成，并预判“中午光伏大发时段将成为电力市场的价格洼地”，这直接引导市场参与者关注新能源出力特性与价格关系。
河北南网则创新性地提出，对于采用曲线交易模式签约的中长期合同，将依据现货市场月度分时电价曲线特性，在保持总电费不变的前提下，形成并向零售用户传导分时电价，实现了中长期合约与现货市场价格的有效衔接。
这一转变的本质，是让电力商品属性得到更彻底的回归。电价将更真实、更灵敏地反映电力的时空价值差异：在供应紧张、需求高涨的时段，电价可能显著攀升；在可再生能源大发、供应充裕的时段，电价则可能大幅下降甚至趋零或为负。这种更陡峭、更不可预测的价格曲线，彻底改变了所有市场参与者的决策环境与盈利逻辑。
四、 对储能行业的深度影响：从“可选项”到“必需品”
对于储能行业而言，这场变革带来的并非只是挑战，更是一次价值重估与角色升维的历史性机遇。储能作为电力系统中唯一的、可双向调节的灵活性资源，其核心价值在于“时空平移”能量。在固定分时电价时代，储能的收益模式相对单一和确定，主要依赖于“低储高发”赚取固定的峰谷价差。而在完全市场化的分时电价环境下，储能的盈利空间、商业模式和战略地位将发生根本性改变。
1. 价值凸显：从“套利工具”到“系统刚需”
市场化波动电价放大了电力在不同时刻的价值差，为储能创造了更丰富、更具潜力的套利机会。储能系统可以更主动、更精准地选择在价格最低时充电，在价格最高时放电，实现收益最大化。更重要的是，电价波动性的加剧，使得工商企业用户对稳定用电成本的需求变得空前强烈。配置储能，通过优化自身用电曲线来对冲市场价格风险，从过去的“省钱选项”正转变为关乎用电成本安全与竞争力的“战略必需品”。
2. 收益多元化：打开辅助服务市场的闸门
随着现货市场的全面运行，为维持电网瞬时平衡的调频、备用等辅助服务市场将日益活跃和重要。储能，特别是电化学储能，以其毫秒级响应的卓越性能，是提供优质辅助服务的理想资源。政策明确鼓励储能等灵活性资源参与市场。这意味着，储能的收益来源将从单一的峰谷套利，扩展至“能量价差套利 + 辅助服务收益 + 容量补偿”等多元化组合，显著提升项目的经济性与投资吸引力。
3. 驱动技术融合：呼唤更智能的“源网荷储”一体化
波动性电价对储能的控制策略提出了更高要求。简单的“两充两放”模式已难以适应复杂的市场价格曲线。这将驱动储能系统与能源管理系统（EMS）、虚拟电厂（VPP）平台、人工智能算法深度结合，实现基于市场价格的预测与优化调度。同时，政策也倒逼发电侧，特别是波动性强的新能源场站，必须思考如何通过配置储能来平滑出力曲线，使其发电计划更贴合市场需求，避免在低价时段被迫弃电或产生负收益，从而推动“新能源+储能”成为标准配置。
4. 商业模式创新：从资产持有到专业服务
市场复杂性催生了专业化分工。对于大量缺乏能源交易专业能力的中小用户，第三方储能投资运营、储能容量租赁、共享储能、虚拟电厂聚合等商业模式将迎来爆发式增长。专业的储能运营商或能源服务商，可以通过聚合分散的储能资源，参与电力市场交易和辅助服务，为用户提供稳定电价套餐或能效提升服务，实现规模效益与专业价值。
正如广东一位储能运营商高管所言，短期内行业需要适应新的规则，可能存在阵痛，但长期看，市场化定价机制无疑将激活全产业链的深层活力。储能不再仅仅是依附于政策的补贴型产业，而是真正成为在市场竞争中体现其独特价值、支撑新型电力系统建设的核心产业。
五、 展望与结语：拥抱确定性未来
全国9地取消固定分时电价，是深化电力体制改革、构建全国统一电力市场体系的关键一步。它遵循了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）所确立的“管住中间、放开两头”总体框架，是落实《电力中长期市场基本规则》等最新法规政策的具体实践。这场改革，体现了国家层面试图通过更高效的市场机制，来应对能源转型挑战、保障能源安全、推动“双碳”目标实现的坚定决心。
对于储能行业，一个由真实价格信号驱动、技术价值主导、商业模式创新百花齐放的黄金时代正在到来。企业需要快速提升市场交易能力、系统集成能力和智能化运营水平。投资者需要用更长远的眼光，审视储能在新型电力系统中的基础设施地位和长期投资价值。
黎明已至，风帆正满。取消固定分时电价，不是终点，而是中国电力市场走向成熟、储能产业走向主流的新起点。它要求全行业以更专业、更灵活、更创新的姿态，拥抱这场深刻的变革，共同迎接一个更清洁、更高效、更智慧的能源未来。