重磅!13省密集取消行政分时电价,电力市场迎来颠覆性变革

近期，全国13个省份密集出台重磅政策，正式取消电力市场用户的行政分时电价。这一举措绝非简单的电价调整，而是我国电力市场化改革迈入深水区的重要标志，将深刻影响发电、售电、用电全链条，无论是工商业用户、售电公司，还是储能相关企业，都需重点关注、提前布局。

一、政策核心：告别“政府定时段”，电价彻底交给市场

此次政策调整的核心的是“去行政化”，打破传统电价管控模式，让电力价格真正回归市场本质，两大关键变化务必吃透：

• 取消固定峰谷时段划分：自2026年3月1日起，正式取消政府定价的固定峰谷电价时段划分，彻底告别过去“统一规定高峰、平段、低谷时段”的模式，行政干预对电价的束缚被全面打破。

• 市场化定价主导全局：参与电力市场交易的用户，其电价不再由政府核定，而是完全由市场供需关系决定。其中，光伏、风电等新能源的出力情况，成为影响电价波动的核心关键变量——新能源出力越多，电价可能越低；出力不足时，电价则可能大幅攀升。

二、执行进度：13省分步推进，落地节奏清晰

截至目前，13省取消行政分时电价政策已进入密集落地阶段，分三批有序推进，各省执行进度明确，一目了然：

• 首批落地（9省）：贵州、湖北、陕西、河北南网、吉林、云南、重庆、辽宁、河南，已正式执行政策，落地到位。

• 征求意见（2省）：江苏、山西，政策已进入征求意见阶段，即将正式出台、跟进落地。

• 新增加入（2省）：安徽（4月1日正式执行）、四川（4月9日正式执行），已同步加入取消行列。

三、市场新特征：电价波动加剧，这些变化要警惕

取消行政分时电价后，电力市场将彻底告别“稳定价”时代，呈现出全新的市场化特征，电价波动更频繁、幅度更大，核心变化有两点：

1. 动态峰谷价差拉大，储能套利模式需重构

以往行政定价的峰谷价差固定在约0.4元/千瓦时，而市场化背景下，动态峰谷价差进一步扩大，最大价差已超0.7元/千瓦时。这意味着，传统工商业储能“低买高卖”的单一套利模式不再适用，行业亟需重构盈利逻辑，转向多元价值挖掘。

2. 鸭子曲线常态化，午间电价塌陷、负电价蔓延

随着光伏等新能源装机量提升，“鸭子曲线”（白天光伏大发时电价偏低，早晚用电高峰电价偏高）成为市场常态。其中，午间11:00-14:00因光伏集中出力，会出现明显“电价塌陷”，部分时段甚至出现负电价——仅山东一省，年累计负电价时长就超1300小时，对各类市场主体的运营策略提出更高要求。

四、应对策略：市场主体如何主动避险、把握机遇？

面对市场化电价的新变化，所有市场主体需主动调整策略，从“被动接受价格”转向“主动管理风险”，三大核心应对方法请收好：

• 锁定中长期合约：优先签订中长期电力合约，建议锁定70%-80%的用电量，通过固定价格锁定核心成本，有效规避现货市场电价大幅波动的风险。

• 采用新型合约设计：摒弃传统固定价合约，选择“基准价+浮动价”模式，将价格与现货市场指数挂钩，平衡风险与收益，既保证基础收益，又能灵活享受市场波动红利。

• 强化用户侧负荷管理：用电企业需建立价格响应机制，根据实时电价调整用电行为，比如在午间电价低谷时段多用电，高峰时段错峰用电，降低用电成本。

• 

五、行业影响：从“价格接受者”到“主动管理者”的转型

此次13省取消行政分时电价，本质上是推动电力市场从“行政调控”向“市场主导”转型，对全行业产生深远影响：所有市场主体（发电、售电、用电）都需彻底转变思维，从过去的“被动接受电价”，全面转型为“主动管理风险”。

未来，电价预测能力、交易策略设计能力、风险管控能力，将成为各类市场主体的核心竞争力。唯有主动适应变化、优化策略，才能在新的市场格局中站稳脚跟、把握机遇。

关注我们，持续推送电力市场最新政策解读、交易策略与行业干货，助力你在电力市场化浪潮中稳步前行～