四川取消分时电价 一段话或引发行业巨变

2025年11月18日，四川省发改委、能源局、能监办联合下发了《关于公开征求《四川2026年电力市场交易总体方案(求意见稿)及《四川电力市场规则体系V4.0(征求意见稿)》意见的通知》(川发改能源【2025】555号文)，以下简称“方案”。

这个四川电力市场规则4.0版，看点有很多，最轰动的是其中的一段话。

零售用户与售电公司应按照当年发布的合同模板签订《四川省售电公司与电力用户购售电合同》,约定零售用户各月分时段电量的交易价格、全年联动价格比例、全年售电公司批零收益分享基准及分享比例等。

规则也留了一个活动空间，即：

为保障电力供应、促进工商业负荷削峰填谷，在我省分时电价政策要求执行尖峰电价的月份和日期，原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。

根据川发改价格【2025】185号文件，根据我省各季节用电负荷实际，取消12月、1月尖峰电价，将7、8月尖峰电价时长由2小时调整为3小时，并根据气温情况建立灵活尖峰电价机制。

调整后的尖峰时段为：7、8月：13:00-14:00，21:00-23:00。

综合分析上述文件，四川电力市场4.0版的实际意思就是：

除了7、8两个月(和某些日期)需要执行发改委统一制定的分时峰谷电价，其他时间基本取消现行的分时电价政策，电力零售侧的价格和时段彻底放开，由售电公司和电力用户单独协商确定。

也就是说：如果这个文件得以执行，

四川基本实现了电力零售侧业务的市场化放开。

政策面分析

与批发侧市场化的轰轰烈烈相比，其他不少省份在电力零售侧市场化方面，步伐迈得并不算很大，更多的还是由省级发改委/能源局，按年发布分时电价调整政策，并说明可以按季度、按月提前通知，灵活调整。

这种“指令性”的电价政策，其好处是有助于形成一定的价格预期，政策照顾各方利益，并且在零售端的统一电价，有助于售电合同风险的管理，以及新能源投资的测算。

四川几乎取消了零售端计划性的分时时段和峰谷电价，鼓励售电公司根据批发侧价格信号，和用电侧的客户负荷曲线，约定个性化的分时价格。

实现了电力批发侧价格向零售侧传递的市场化初衷，以价格作为配置电力资源的指挥棒。

当然从市场化的实际来看，一开始售电公司以及电力用户肯定不会太快适应，个人认为至少前几年还是以相对保守的“参考XX交易政策和价格、时段执行零售合同”为主，但至少四川的政策已经确立了基本放开的明确原则。

从各省的实际情况来看，随着电力市场化改革的推进，以及新能源入市后对电力交易和价格的影响逐步显现，零售侧电价的变化节奏，从“长期不变”，到“年度调整”，再“到按月调整”，到四川的基本放开，市场化的趋势在增强。

从价格结构来看，无论是江苏还是浙江，今年都对零售电价的峰谷时段、峰谷价格做了较大调整，顺应市场化和新能源入市的价格趋势，未来将会更充分、更及时的实现批发侧价格向零售侧的传递。

对售电公司的影响

对售电公司来说，与电力用户签订的零售合同分月分时电价，其价格和时段可以灵活协商，售电公司可以基于批发侧的电价信号，对于平段/谷段电量较多的用户，给予更多的价格倾斜。

但是售电公司对用电负荷的管理和预测、交易的仓位调整、批发侧的交易策略、对全交易链条的收益和风险管控、乃至是否具有足够的可控对冲筹码(比如各类储能、负荷型虚拟电厂)都将成为未来盈利的关键点。

那种单纯靠关系、靠签约电量倒逼发电企业降价、靠不透明合同低价的盈利路径，在各省，尤其是四川的电力市场4.0版规则里，绝大部分漏洞都已经堵上，售电公司的底层商业逻辑也将发生巨大的变化。

对分布式光伏的影响

对分布式光伏来说，自发自用部分的签约依据从固定的分时/发电价格，将变成灵活调整的个性化售电合同价格，原有的测算依据将被取消，而且批发侧市场的光伏发电时段一般也是价格较低的时段，售电公司将会在零售合同中传递这一信号，分布式光伏投资收益率将受到影响，而且零售端这种不确定性将会增加。

对分布式光伏的影响

对于分布式储能而言，以后可能就没有政策性的峰谷时段和价格作为套利依据了，或者说分布式储能在零售侧市场化趋势下，不存在所谓的“政策性峰谷套利模式”。

对电力用户来说，参考成熟电力市场的零售策略，“一企一价”、“一年一价”、“分时分价”将成为常态，独立的工商业储能投资方在不掌控零售电价的基础上，基本上是“人为刀俎，我为鱼肉”的状态，分分钟被售电公司割韭菜。

所以未来的售电公司，将是批发侧交易(含虚拟电厂)+零售侧合约+负荷预测管理+用户“光储荷”一体化投资运营的综合运营模式，并且在现货市场中获得交易利润，在中长期合约中获取中介费。

趋势已经逐步确立，底层逻辑开始发生变化，至于行业多快能改变，让我们拭目以待，但机会只留给有准备的人。

原标题：四川取消分时电价，一段话或引发行业巨变