多地分时电价政策调整对电力行业有何影响？

工商业分时目录电价调整为市场化分时电价，将重塑电力价格形成机制、市场竞争格局与行业运营逻辑。

近年来，我国电力市场化改革持续深化，多地相继调整或取消工商业目录分时电价，转而实施市场化分时电价机制。截至2026年4月，全国已有湖北、陕西、辽宁、河南、贵州、云南、重庆、吉林、安徽等10个省市，对直接参与电力市场交易的工商业用户取消政府核定的固定峰谷分时电价，居民、农业及电网代理购电用户仍执行原有分时电价政策。

值得注意的是，本次多地取消工商业目录分时电价，并非取消分时定价机制本身，而是由行政定价转向市场定价，核心是还原电力商品属性，通过价格信号引导电力资源优化配置，推动源网荷储高效互动，助力新型电力系统建设。

一是定价主体转变。峰谷时段划分、价差幅度不再由政府统一核定，转而由电力现货市场、中长期交易市场根据供需关系、新能源出力情况、系统调节需求等因素动态形成，价格波动更趋频繁、幅度显著扩大。

二是适用范围明确。政策聚焦工商业用户，充分释放价格杠杆作用，引导高耗能、高负荷用户优化用电方式，鼓励用户参与需求响应，缩小系统峰谷差。

三是政策协同配套。与电力现货市场、辅助服务市场、容量电价机制协同推进，构建“中长期+现货+辅助服务+容量电价”四位一体的市场化价格体系，保障电力系统安全稳定运行与行业可持续发展。

四是民生保障兜底。严格保留居民、农业用电分时电价政策，确保民生用电成本稳定，彰显政策普惠性与兜底性，避免改革对基本用电需求产生冲击。

该政策调整重构电力价格形成机制、市场竞争格局与行业运营逻辑，给发电企业带来多重机遇与挑战。

重构电力市场竞争格局

工商业目录分时电价转为市场化分时电价，会进一步健全电力市场机制，有效支撑全国统一电力市场建设。

一是会加快健全电力市场机制，以价格信号精准体现电力供需关系，促进中长期、现货与辅助服务三类交易深度融合，倒逼市场主体提升价格预测、风险管控能力，促进电力市场规则迭代优化，提升资源配置效率与市场化运行水平。

二是能激活调节型电源价值。市场化分时电价下峰谷价差大幅拉大，高峰时段电价可达低谷时段4～8倍，火电、水电、抽水蓄能等具备灵活调节能力的电源，在高峰满发、低谷少发的运行模式下，度电收益显著提升。同时，深度调峰、调频、备用等辅助服务市场规模持续扩容，调节型电源收益渠道进一步拓宽，盈利稳定性增强。

同时，政策调整对市场主体的适应能力提出了更高要求。这些挑战会进一步推进行业集中度提升，重构电力市场格局。

一是市场运营管理能力挑战。电力现货市场15分钟级实时定价机制下，受极端天气、燃料价格、新能源出力突变等因素影响，电价易出现大幅跳涨或跳水，批零倒挂、交易亏损等风险凸显。市场主体须具备小时级、15分钟级电价精准预测能力，构建完善的风险对冲体系，配套专业化交易团队与数字化运营系统，以适应市场化需求。

二是电源灵活性挑战。分时电价政策调整后，灵活调节能力强的优质电源项目收益会持续提升，老旧低效机组、缺乏风险管控能力的中小售电公司、用户侧储能项目盈利空间大幅压缩，甚至面临退出市场的可能。传统发电企业煤电机组需实现深度调峰、快速启停等灵活性升级，这涉及技术改造、设备更新、运维优化等大量资金投入与技术攻关，对发电企业资金实力与技术水平提出更高要求。

三是规则衔接适配挑战。中长期交易、现货市场、辅助服务、容量电价等机制尚处于完善阶段，区域间政策差异较大，规则频繁调整导致市场主体运营决策难度加大、长期规划稳定性不足。

四是综合成本管控挑战。燃料价格波动、灵活性改造成本、数字化投入、运维成本等刚性支出叠加，发电企业成本管控压力剧增，盈利稳定性与可持续发展面临考验。

发电央企亟须“提升市场化核心竞争力”

以火电、水电、新能源作为核心主业的特大型发电央企，业务布局广泛、电源结构多元，受本次政策调整影响呈现长期利好、短期承压、区域分化的特征。

有利影响主要体现在灵活电源盈利空间大幅拓展。首先，发电集团旗下大容量、高参数煤电机组及水电、抽水蓄能机组调节性能优越，在市场化峰谷价差扩大背景下，高峰发电收益、辅助服务收益显著提升，容量电价机制为固定成本提供稳定托底，核心资产盈利质量持续改善。其次，依托央企规模优势、资源整合能力与专业化运营水平，发电集团在电力现货交易、中长期曲线签约、综合能源服务等领域具备较强竞争力，可通过市场化运作实现收益最大化，持续巩固行业头部地位。再次，发电央企新能源业务迎来协同发展机遇，通过“风光+火电”“新能源+储能”“源网荷储一体化”模式，可有效对冲光伏发电午间低价消纳风险，并依托灵活电源调节能力提升新能源项目整体收益，助力新能源高质量发展。最后，政策推动用户侧需求响应、虚拟电厂、综合能源服务等新业态快速发展，发电集团可依托发电主业优势，延伸产业链布局，培育新的利润增长点。

风险主要体现在运营和成本管控方面。首先是区域运营差异风险，在湖北、陕西、安徽等政策先行省份，发电项目受市场化电价波动影响更为直接，部分区域机组出力受限、收益波动风险加剧，区域间盈利均衡性受到挑战。其次是低效机组运营压力陡增。部分老旧、非灵活煤电机组调节能力不足，低谷时段将被迫降出力运行，发电小时数下降、度电成本上升，盈利空间大幅压缩，资产盘活与提质增效压力较大。再次是转型投入与成本管控风险。煤电灵活性改造、数字化交易系统建设、储能配套、新业态布局等需大量资金投入，叠加燃料成本刚性上涨，发电集团成本管控与现金流管理面临双重压力。

对于此次分时电价政策调整，发电央企应密切跟踪各省份电力市场规则调整动态，精准研判政策走向，提前谋划应对方案。长远来看，全面提升市场化核心竞争力是发电央企可持续发展的关键。

一是优化电源结构，强化调节能力建设。加快存量煤电机组灵活性改造，重点推进深度调峰、快速启停技术升级，提升机组市场适应能力与辅助服务收益水平；优先布局抽水蓄能、燃气调峰电站等优质调节型电源，完善调节型电源矩阵；坚持新能源与灵活电源协同规划、配套开发，通过“源网荷储一体化”破解新能源消纳难题，提升整体资产收益水平。

二是提升市场运营能力，健全风险管控体系。组建专业化现货交易与市场研判团队，构建电价精准预测模型，完善中长期曲线签约、现货套利、风险对冲一体化交易策略；建立全流程市场风险管控机制，严控价格波动、信用违约、规则变动等风险，保障发电收益稳定；加强与电网公司、售电主体、大用户协同合作，拓展中长期交易，锁定基础收益。

三是延伸产业链条，推动综合能源转型。依托主业优势，拓展售电、负荷管理、储能运营、虚拟电厂、碳资产管理等综合能源服务业务，面向大工业用户提供定制化用能解决方案；加快数字化、智能化转型，搭建市场化交易管控平台、智慧运维平台，提升运营效率与决策精准度。

四是严控成本费用，提升资产运营质效。加强燃料长协采购管理，平抑燃料价格波动风险；深化精益化运维，压降低效机组运营成本，有序盘活存量资产，择机退出老旧落后产能；优化财务管控，合理控制融资成本，提升现金流管理水平，增强抗风险能力。

多地取消工商业目录分时电价是电力市场化改革的关键举措，将深刻重塑行业发展生态。对整个电力行业而言，这既是推动转型升级、提升运行效率的重大机遇，也伴随价格波动、系统稳定等多重风险。发电央企需牢牢把握灵活电源价值重估、综合能源发展等历史机遇，主动应对市场风险与转型压力，以电源结构优化、市场能力提升、产业链延伸为核心抓手，在服务新型电力系统建设与能源安全新战略中展现央企担当。

（作者系川财证券首席经济学家、研究所所长。编辑：张琴琴）