问题： 电力价格如何更精准反映供需关系、服务新能源消纳与系统安全，是新型电力系统建设的关键课题。长期以来，分时电价通过将一天划分为高峰、平段、低谷等时段并制定固定价差，引导用户错峰用电、实现"削峰填谷"。这个机制保障电网安全、提升新能源消纳上发挥了重要作用。 但随着电力现货市场建设加快推进，固定分时电价的局限性逐渐显现。固定时段难以覆盖季节、天气、负荷与新能源出力的频繁变化，价格也不能充分传导实时稀缺性，难以形成有效的资源配置激励，给市场主体带来"价格信号不够真实"的困扰。 原因： 2025年12月17日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段。这意味着政府核定的固定分时电价将逐步退出，由市场通过交易形成分时价格。 需要说明的是，此次调整取消的是"政府核定的固定分时电价"，并非否定分时定价理念本身。随着现货与中长期市场衔接加强，分时价格仍将存在，但其形成机制将更多依托市场出清结果及合同约定，定价主体从行政核定转向市场发现价格。改革的核心是"让分时价格更贴近真实供需"。 影响： 多地政策密集落地，发出电价机制加速向市场化转换的信号。贵州、河北、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南等地已明确对直接参与电力市场交易的用户不再执行政府核定的固定分时电价；江苏、山西的方案仍在征求意见阶段。各地结合本地市场进度、电源结构与用户特征形成不同实施路径，有的完全由市场形成分时价格，有的深入扩大市场化用户范围，也有的在工商业分时电价调整中同步明确涉及的要求。 从产业链看，这一改革将带来深远变化。对发电侧而言，价格波动更贴近系统真实供需，新能源企业将更重视提升预测能力与运营精细化水平，推动"光伏+储能"等组合优化出力曲线；火电等可调节电源的调峰调频价值也将更清晰。对用电侧而言，企业将面临更强的价格约束与更大优化空间，需要根据分时价格信号调整生产排班、负荷管理与用能结构。对电网与交易平台而言，市场化分时价格形成依赖更透明、更高频的交易组织与结算机制，平台功能与风险管理水平将被增强。对辅助服务市场而言，储能、虚拟电厂等灵活性资源的价格发现与收益渠道有望拓宽。 对策： 面对价格形成机制变化，市场主体需要提前完善适应机制。一是完善规则衔接与信息披露，推动中长期交易与现货市场协同运行，减少价格传导"断点"。二是强化风险管理工具应用，鼓励企业通过合理的合同结构与负荷管理降低波动风险。三是加快灵活性资源建设，推动储能、可中断负荷等更便捷进入市场体系。四是加强对中小用户服务支持，通过售电公司、综合能源服务等方式提升用户对市场规则的理解与响应能力。 前景： 取消入市用户固定分时电价是电力市场化改革的必然方向，有助于让电价更准确体现边际供需和稀缺程度，提升电力资源配置效率。随着现货市场覆盖范围扩大、交易品种丰富、辅助服务与容量机制逐步完善，分时价格将更动态、更精细，可能出现"新能源高出力时段低价、系统紧张时段高价"的市场特征。"中午光伏大发"带来的低价区间既是新能源规模化发展的结果，也将成为储能、可调节负荷等新业态的重要机会。电价机制的这一关键一步，将与新型电力系统建设相互促进，推动形成更有效率、更可持续的能源转型路径。
取消固定分时电价不仅是定价机制的变革，更是我国能源治理体系现代化的重要里程碑；这场改革既考验着市场主体的适应能力，也检验着监管的平衡艺术。在"双碳"目标背景下，如何通过市场化手段实现安全、经济、低碳的多重目标，将成为下一阶段电力体制改革的关键课题。