政策核心与方向 - 2024年1月以来，全国11省市密集出台新政，核心是取消对直接参与电力市场交易的工商业用户的政府核定固定分时电价，推动电价完全由市场供需自主形成[1] - 此轮调整是国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力中长期市场基本规则》（“1656号文”）的具体落地[1] - 政策最直接影响是颠覆了长期依托固定峰谷价差套利的工商业储能企业，以及固守传统批零差盈利模式的售电公司的传统经营逻辑[1] 电价机制变革内容 - 取消固定分时电价并非实行全天“一口价”，主要变化有两方面：一是取消政府统一设定的用电高峰、低谷固定时段和固定价差；二是保留分时电价机制作为市场化工具，但具体价格完全由发电企业和电力用户通过市场确定[3] - 新政标志着电价形成机制从以行政划分为特征的“计划式”定价，转向以实时供需关系为核心的市场化定价机制[4] - 政策实施后，电力价格由市场自发调节，绿电充沛时会形成价格洼地，电力供需紧张时电价会同步抬升[4] 政策实施的差异化模式 - 11省市的政策细则体现两类差异化模式：湖北、重庆等地对批发、零售市场化用户实行“完全市场化”，由市场根据实时供需自主形成分时价格；河南、贵州、云南三地则聚焦参与市场交易的工商业用户，对不参与市场交易的电网代理购电用户仍保留原有电价政策，即“有所保留”[5] - 差异化模式是基于用户参与能力、风险承受水平以及市场成熟度等方面的综合考量[5] 对售电行业的影响与转型 - 固定分时电价退出直接打破了售电公司的传统盈利逻辑，过去依靠批零价差盈利的模式利润空间被大幅压缩，例如山东等地售电利润上限仅0.006元/千瓦时，实际盈利困难[5] - 传统售电模式亟待重构，需从赚差价的中间商转型为用户的能源管家，摒弃与用户的对立思维[6] - 市场化要求售电公司凭借电力交易能力与用户负荷分析能力，通过虚拟电厂聚合、生产线柔性改造、园区物联网管控等方式，帮助用户降低用电成本，共享节能收益，形成订阅式、管家式的新型服务模式[6] - 已有售电公司推出“全托管式”电力交易服务，为工业用户提供负荷监测、电价预测、交易执行全流程服务，服务费与节能收益挂钩[8] 对储能行业的影响与转型 - 工商业储能行业首当其冲，依赖固定峰谷套利的模式被彻底颠覆，存量项目面临运营升级压力，增量项目投资决策面临挑战[6] - 行业共识是“单一套利时代已经落幕，多元盈利才是破局关键”[7] - 储能企业正加快存量项目智能化升级，依托高精度电价与负荷预测、AI实时策略优化捕捉市场化价差收益，同时拓展需量管理、动态扩容、光储融合等多元渠道[7] - 增量项目则紧跟市场趋势，适配“一充一放”主流运行模式，结合长时储能场景优化技术方案[7] - 为适配市场化下“一充一放、单次长时”的运行需求，储能企业推出兼容2小时、4小时场景的柔性产品，以降低长时储能场景的交流侧投入成本与运行损耗，提升项目整体收益[8] - 在政策激励下，第三方新能源资产运营商应运而生，为存量储能项目提供专业化运营服务，凭借对市场规则的深度理解、精准的价格预测模型和高效的充放电策略，提升资产收益[9] 行业整体转型与系统影响 - 政策推动电力系统从“发电侧被动调节”转向“发用两侧双向互动”，以市场手段破解新能源消纳与系统安全的核心矛盾[8] - 这场变革淘汰了粗放式、躺赢式经营模式，赋能有技术、有创新的市场主体，推动行业从“以钱赚钱”转向“以智换钱”[8] - 随着更多地区加入取消固定分时电价的行列，从发电侧到用户侧、从储能企业到售电公司的全产业链融合节奏将逐步加快[8]