中午十二点，工厂机器轰鸣，电表数字飞转，但电价却跌到了负数。 这不是科幻场景，而是2025年山东、浙江等地电力现货市场的真实画面，发电厂宁愿倒贴钱请用户用电，也不愿停机。

这种“负电价”现象，暴露了传统电力系统的尴尬：政府设定的固定峰谷电价，早已跟不上风光发电“看天吃饭”的节奏。

而2026年3月1日起，一项新规则正式落地，固定分时电价退出历史舞台，电价彻底交给市场供需决定。

过去二十年，企业用电像“闹钟报时”：政府划定峰、平、谷时段，电价长期固定。 这种模式在煤电主导的时代行之有效，但如今新能源装机占比已逼近50%，光伏在午间发电高峰时，电价却因计划管制无法实时下调，导致西部弃光、东部价高。

2025年的数据显示，全国弃风弃光电量超600亿度，足以支撑海南省全社会用电8个月以上。

僵化的定价机制，不仅浪费绿电，还让电网承担巨额调节成本，仅2025年，因峰谷电价失灵导致的系统调节费用就上涨了42%。

取消固定分时电价后，峰谷时段不再由文件规定，而是由市场交易动态形成。 比如陕西电力交易中心提示，2026年后“最低电价可能出现在光伏大发的中午”。 电价从此像股票一样分秒波动，单日最高落差可达1.9元/度。

新能源电厂曾是政策宠儿，“发电即赚钱”的时代一去不返。 2025年，全国风电、光伏装机超过18亿千瓦，占比47.3%，但弃电率仍居高不下，西藏光伏弃电率飙至33.9%，新疆风电弃电率超过10%。

全面市场化后，新能源企业面临残酷筛选：午间光伏大发时，电价可能跌破零；而无风无光的晚高峰，电价飙升却无法发电。 缺乏储能调节能力的电厂，可能“发电倒贴钱”。

为求生路，头部企业开始配储、参与绿电交易。 2025年，绿电交易量年均增速达180%，绿证累计交易突破13.5亿个。 但中小型电厂若无法提升灵活性，恐将被淘汰。

对于高耗能企业，电费占成本比重可达40%以上。 电解铝生产一吨耗电1.3万度，电价波动直接决定生死。

2025年，天山铝业通过优化用电时段，将电费成本拉低17%；反之，未适应市场的企业则被动承压。

这场变革的本质，是能源管理能力的比拼。 企业需安装实时监测系统，用算法预测电价走势。 数字化改造投入虽大（平均回收期2-3年），但落后者的电费支出可能高出20%以上。

电网和售电公司曾是电价波动的“缓冲垫”，但双轨制价差让其不堪重负。 2025年，全国售电公司因价差亏损超280亿元，超2000家企业注销退出。

新规则下，它们必须转型为能源服务商：虚拟电厂靠算法聚合分布式电源，储能企业需精准捕捉价差机会。 例如福建虚拟电厂计量测试中心的成立，正是为新型主体参与市场提供技术支撑。

养宠治愈日常

电价市场化后，发电侧的成本波动将直接传导至用户端。 山东某企业发现，同一栋楼里，数字化改造后的车间电费比未改造的低15%。 当电力成为“实时定价商品”，谁掌握数据，谁就能控制成本。

但一个问题尚未解答：当电价真正反映供需时，那些无法承担数字化改造的中小企业，是否会成为这轮洗牌中的“沉默成本”？