这项改革标志着中国电力市场正从政府主导的计划模式向市场主导的竞争模式深刻转型。自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国已初步构建起“中长期交易+现货市场”的市场体系。截至2024年底，全国市场化交易电量已占全社会用电量的62.7%，电力商品属性日益凸显。

必须澄清一个根本性误解：取消峰谷分时电价，绝非意味着电价不再随时间波动，重回“一口价”时代。恰恰相反，这是电价形成机制的一次质变性升级。

传统的行政分时电价，如同学校固定的课程表，预先规定哪些时段是“高峰”（高价）、哪些是“低谷”（低价），并设定固定的浮动比例。这种模式在电力现货市场尚未成熟时，起到了引导用户削峰填谷、保障电网安全的过渡作用。

改革的核心在于信号源的转换：从“行政规定的分时电价”转向“市场形成的实时电价”。在现货市场成熟的地区，继续保留行政分时，会造成价格信号混乱。例如，中午时段行政规定为“高峰”，但此时若光伏大发，现货市场价格可能很低。两套信号并行，使用户无所适从，也可能导致本应被消纳的新能源遭到浪费。

此番改革的紧迫性，直接源于中国能源结构转型和新型电力系统建设的内在需求。

中国已成为全球可再生能源发展的引领者。截至2024年，全国风电、光伏发电装机容量已突破11亿千瓦，占总装机比重超过35%。这些新能源“靠天吃饭”的特性，使电力系统的波动性、不确定性大幅增加。传统的源随荷动（发电跟随用电）模式难以为继，必须转向源网荷储协同互动的新模式。

僵化的行政分时电价与这一需求存在根本矛盾：

1. 反应滞后：新能源出力瞬息万变，而行政分时电价通常按年或季度调整，完全无法匹配这种高频变化。

2. 激励错位：固定的峰谷时段可能恰恰与新能源大发时段重合，高价信号反而抑制了清洁电力的消纳。

3. 调节僵化：无法为快速增长的灵活性资源（如储能、需求响应）提供精确的价格激励。

因此，取消行政分时，本质上是为了扫清市场信号传递的障碍，让实时价格这双“看不见的手”更灵敏地引导发用电行为，促进新能源高效消纳。

这一根本性转变，将重塑电力产业链各环节的竞争逻辑与生存法则。

对用电企业而言，低成本用电不再只是简单地将生产计划挪到夜间低谷时段。他们必须面对一个全天候波动、可能剧烈震荡的电力市场。价格可能在某些时段趋近于零甚至为负（鼓励用电），在极端紧张时则触及价格上限。

这种环境下，专业的能源管理能力将成为企业的核心竞争力。绝大多数中小企业无力独立承担市场预测和风险管理工作，从而催生了对专业化能源服务的巨大需求。企业要么自建专业团队，成为电力市场的“精算师”，要么将这部分业务外包给专业的售电公司或负荷聚合商。

储能项目的盈利模式将发生根本性变革。以往依赖固定峰谷价差（如在0.3元/度的谷时充电，在1.0元/度的峰时放电）的“确定性套利”模式将不复存在。未来的储能运营商，必须成为电力市场的“高级交易员”。

他们需要依靠先进的算法模型，预测未来数小时甚至数日的电价曲线，做出最优的充放电决策。这要求企业不仅懂技术，更要懂市场。可以预见，行业将加速分化：拥有强大预测算法和交易能力的头部企业将获得超额收益，而单纯依赖政策补贴或简单套利的项目将面临生存危机。

当电价波动成为常态，绝大多数中小用户难以独立应对时，专业的中介服务机构价值便凸显出来。虚拟电厂和负荷聚合商正是这样的“专业买手”和“负荷管家”。

它们通过数字化平台聚合海量分布式资源（如工厂可调节生产线、商场空调系统、储能设备、电动汽车等），形成规模化的“虚拟电厂”，代表这些用户参与电力市场交易，或通过智能控制帮助用户在低价时段多用、高价时段少用。

据行业预测，随着电力现货市场的全面铺开，虚拟电厂服务市场将在未来五年迎来爆发式增长，成为电力行业最具潜力的新兴赛道之一。