一、核心变革：电力定价权从政府回归市场
1. 取消执行四十余年的固定分时电价
自2026年3月1日起，直接参与市场交易的工商业用户不再执行政府固定的峰/平/谷时段与浮动比例，电价由市场供需实时决定。
截至2026年5月，贵州、湖北、陕西、重庆、河南、河北（南网）、吉林、云南、辽宁等9省已明确落地，江西、江苏、山西等地跟进或征求意见。
改革背景：新能源（风电/光伏）高占比下，固定峰谷已不匹配实际供需曲线。例如光伏午间大发时旧机制仍标为高峰价，信号完全失真。
2. 新能源上网电价全面市场化
2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（136号文），要求风电、太阳能发电等新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
改革后，我国发电侧约80%装机容量和近80%发电量、用户侧约80%用电量进入市场，三个80%标志电力市场建设进入快车道。
新能源电量全量入市
二、关键支撑：可持续发展价格结算机制
1. “多退少补”的差价结算
建立可持续发展价格结算机制：当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于时扣除差价。这为新能源企业提供了场外“保险”，稳定收益预期，避免全面市场化带来的收入剧烈波动。
存量项目（2025年6月1日前投产）与现行政策妥善衔接；增量项目（2025年6月1日后投产）机制电价通过市场化竞价方式确定。
2. 各省差异化落地
河南模式：2026年1月1日起全省风电、光伏全部入市。存量项目以煤电基准价（0.3779元/千瓦时）保底，扶贫光伏全额纳入机制，风电/集中式光伏80%电量纳入机制；增量项目完全市场化竞价。
山西模式：2026年6月1日起新能源正式以“报量报价”方式参与现货市场，参与容量占比从40.6%提升至62.9%。
三、市场形态重塑：从稳定阶梯到实时波动
1. 电价曲线变为“心跳线”
取消固定时段后，电价不再由时钟刻度决定，而是随天气、负荷、新能源出力实时调整。现货市场可实现每15分钟一次动态波动。
典型变化：在光伏装机高占比地区，中午光伏大发时电价成为全天最低点（陕西现货午间电价压至0.18元/千瓦时），而非旧机制下的高峰时段。广东现货峰值一度逼近1元/度。
2. “负电价”成为市场化信号
山东、浙江、内蒙古等地已出现负电价——发电企业付费请用户消纳多余电量。这是市场机制在引导供需平衡，避免弃风弃光。
四、能源转型的“新铺路”路径
1. 倒逼储能从“政策套利”升级为“价值创造”
固定峰谷价差取消后，依赖“夜间充电、傍晚放电”的简单套利模式失效。
储能行业必须转向电力商品交易与辅助服务市场（调频、备用、爬坡、容量支撑），并标配AI电价预测+智能充放电策略，在毫秒级捕捉价格信号。
龙头企业卡位：阳光电源推出PowerTitan 3.0系统实现全架构AI管控；国能日新以电力现货AI交易系统服务数百家电厂。
2. AI+电力深度融合
新能源企业从追求“发电量最大化”转向“发电收益最大化”。AI电价预测、负荷预测、交易策略生成成为标配。
远景基于“天机”气象大模型和“天枢”能源大模型推出AI光储一体化系统；天合富家发布天盈AI、天益AI两大模型。
电力交易咨询及托管业务量爆发，部分企业咨询量同比激增4倍，AI与人工经验结合成为行业标配。
3. 虚拟电厂与负荷聚合崛起
工商业用户需根据实时电价动态优化设备启停，推动智慧能源管理平台和虚拟电厂发展，主动参与需求侧响应。
恒实科技、国能日新、朗新科技等虚拟电厂/负荷聚合商成为受益方向。
4. 绿证交易与碳市场协同
电价改革与绿证市场双轮驱动：绿电的环境价值通过“绿证”、“碳积分”显性化，为新能源企业提供额外收益。
2024年绿电交易量同比增长235%，绿证核发实现全覆盖。
五、对各类主体的影响与保障
1. 居民与农业用户不受影响
改革明确居民、农业用电仍执行现行目录销售电价政策，电费不会因市场化改革而波动。
2. 工商业用户：挑战与机遇并存
首年工商业平均电价与上年基本持平，但电力供需宽松地区可能略有下降。
企业需配备智能能源管理系统，从“被动适应固定时段”转为“主动优化实时用电”。
3. 电力行业格局重构
火电：从主力电源转向调峰和备用电源，容量电价机制全面落地，盈利稳定性增强。
水电：量利双升，高股息与电价稳定性凸显配置价值。
绿电：短期“增量不增利”压力突出，但风电政策底已现，算电协同有望改善盈利。
核电：业绩分化，多地机制电价托底，新机组投产助力以量补价。 (以上内容均由AI生成)
