贵州、湖北、陕西等多地近期取消工商业固定分时电价，转而实施市场化分时电价机制。这项改革正在改写工商业用户的电费逻辑，电价不再由政府统一划定，而是由电力现货市场供需双方实时交易形成。
川财证券研究所所长陈雳分析指出，电价调整后工商业用电成本呈结构性分化，不存在统一上涨或下降的情况，涨跌取决于企业自身的用电策略。如果市场主体延续原有生产作息，用电负荷集中在电网用电高峰、现货电价高位区间，综合用电成本将增加。如果主动调整生产安排，把主要用电负荷转移至电力供应充足、电价偏低的时段，用电开支可以得到有效降低。
对于暂未进入电力市场的小微工商业用户，目前仍执行现行管控电价标准，用电价格总体保持稳定。此次改革的核心影响对象，是已经或即将进入电力市场的大中型工商业用户。
陈雳建议工商业主体紧盯核心监测维度强化用电成本管控。企业应持续跟踪电力现货分时电价走势，精准研判不同时段电价高低区间，稳步提升整体用电负荷率，严格规范最大需量申报与使用，精准做好用电负荷申报以严控用电曲线偏差，动态研判分时价差空间。在日常用电组织上，企业应将大功率、高能耗生产环节优先安排在电价低位时段，最大限度压减尖峰高价时段用电，设备检修、厂区运维、辅助用电等工作全部实行错峰安排。具备条件的企业还可灵活选择多元化购电方案，对冲电价波动风险。
用电时间刚性的企业电费可能增加，包括必须连续生产的化工、冶金等行业，以及用电主要集中在傍晚刚性负荷高峰的商业综合体和学校。生产计划灵活、可中断负荷的企业，以及已安装储能设备或拥有分布式光伏的用户，则可能实现用电成本下降。
售电公司的角色也发生变化，从过去类似中间商的定位转向企业的“用电管家”。专业售电公司可利用人工智能和大数据预测电价走势，为企业设计灵活的用电套餐，甚至通过现货市场代企业低价“囤电”。
受改革影响最直接的领域是工商业储能行业。过去几年，储能项目的盈利模式相对简单——利用固定的峰谷价差，在低价时充电、高价时放电，赚取稳定差价，被业内形容为一种“看价差表”的固定收益生意。固定分时电价取消后，这种确定性随之消失。
陈雳指出，电力现货全面运行彻底改变了以往依靠固定峰谷价差开展储能充放电套利的粗放经营模式，行业“低充高放、简单获利”的发展阶段正式结束。在现货市场规则下，电价波动频次、波动幅度、价差区间均处于动态变化之中，传统单一套利路径收益大幅收窄。储能项目今后不再局限于分时套利，将同步承担负荷调节、平抑用电偏差、电网容量支撑、应急电力保供等多重职能，行业整体迈入重技术、重管理、重服务的发展阶段。
市场化分时电价在促进新能源消纳方面具有直接作用。当中午光伏发电过剩导致电价大幅下跌时，低价信号会刺激周边工厂增加用电，将原本可能被浪费的“弃光”利用起来，实现源网荷储互动。
对于企业而言，尽早评估自身用电灵活性、建立常态化的用电管理机制、寻找专业可靠的售电合作伙伴，已经成为比关注电价涨跌本身更紧迫的课题。