问题——固定分时电价与新型电力系统匹配度下降 近期，河南、湖北、陕西等省份陆续发布通知，对固定分时电价制度作出调整安排，发出以市场化方式完善分时价格机制的明确信号。按照国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》要求——自2026年3月1日起——对直接参与市场交易的经营主体，将不再人为规定分时电价水平和时段。随着地方层面政策衔接加快推进，固定分时电价该长期沿用的行政定价工具正进入加速“退场”阶段，分时价格形成机制将更多交由市场供需驱动。 原因——新能源占比提升重塑负荷曲线，固定时段难以灵活响应 固定分时电价由主管部门依据电网负荷规律划分峰、平、谷等时段，并设定相对稳定的价差比例。传统以火电为主的电源结构下，这一机制能够引导用户错峰用电、削峰填谷，在缓解高峰供电压力、保障系统安全与经济运行上发挥了重要作用。 但在“双碳”目标引领下，我国电源结构加速向绿色低碳转型。国家能源局数据显示，2025年我国风电、太阳能发电累计装机首次超过18亿千瓦，占比达47.3%。新能源“看天吃饭”的波动性，使电力系统净负荷曲线呈现新的形态特征：部分地区午间因光伏集中出力反而可能出现供大于求，而傍晚光伏出力快速下降、用电需求抬升又可能形成新的爬坡压力。固定时段划分与固定价差难以覆盖这种更高频、更区域化的供需变化，甚至可能在个别时段削弱新能源消纳的价格激励，影响系统整体效率。 影响——价格信号更精准，同时对企业经营能力提出更高要求 取消固定分时电价后，时段划分与价格形成将更多由市场供需决定。各类经营主体可通过电力中长期交易协商确定关键条款，并与电力现货市场价格联动，形成更能反映实时供需的分时价格信号。在现货市场机制逐步完善并向更大范围覆盖的背景下，价格可更直接地传导至零售侧和终端用户侧，促使用户根据价格变化调整生产计划、优化负荷曲线，增强需求侧响应能力，推动“源网荷储”协同运行，提高资源配置效率。 此外，市场化分时价格也将带来更显著的价格波动，经营主体需要提升风险识别与管理能力：发电企业要更重视机组灵活性改造与稳定支撑能力建设，增强调节性能以适应出力变化；工商业用户需完善用能管理体系，提升对分时价格信号的响应能力；售电公司也将从以往依赖固定价差的模式，转向提供组合购电、风险对冲、负荷管理等专业化服务。需要指出的是，现行政策导向主要针对直接参与电力市场交易的工商业主体，居民和农业用电总体仍按原有政策执行，改革影响具有明确边界。 对策——完善市场规则与配套机制，降低制度切换成本 业内建议，在取消固定分时电价的过程中，应同步健全电力市场基础制度与配套体系：一是强化中长期与现货市场的衔接机制，提升合同执行与偏差考核的科学性，减少不必要的制度性摩擦；二是加快推进电力现货市场规则统一与信息披露，提升价格形成透明度与可预期性，引导主体建立以数据为基础的决策体系；三是完善需求侧响应、储能调度与辅助服务市场建设，让更多灵活性资源获得合理补偿，增强系统调节能力；四是引导售电与用户提升风险管理工具应用能力，探索更丰富的零售套餐与对冲机制，推动“价格波动”转化为“调节动力”。 前景——从“行政分时”走向“市场分时”，电力改革进入深水区 从多地政策先行到国家规则明确时间表，分时电价由行政设定向市场主导转换，是我国电力市场化改革向纵深推进的重要一环。可以预期，随着新能源渗透率继续提升、现货市场机制健全、需求侧资源加快入市，分时价格将更频繁、更精准地反映供需变化，推动电力系统从“以供定需”向“供需互动”加速转型。改革的关键在于以规则统一、信息透明和风险可控为前提，形成可持续的市场预期与稳定的制度环境。
从固定分时电价到市场化定价，该转变反映了我国电力系统的深刻变革。在新能源装机占比不断提升的背景下，灵活高效的市场化机制正在取代行政管制。这不仅是电力行业的进步，更是推动能源结构优化升级、实现绿色低碳发展的必然要求。随着改革深化，我国电力市场将更加充分地发挥市场在资源配置中的决定性作用，为新型电力系统建设提供有力支撑。