问题——固定分时电价难以匹配新型电力系统运行特征 近期，河南、湖北、陕西等省份相继发布通知，对固定分时电价制度作出调整安排，传递出分时电价由“统一划段、统一比例”向“市场形成、动态变化”加快切换的明确信号。按照最新规则要求，自2026年3月1日起，对直接参与电力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。这意味着，传统以行政方式长期固化的峰、平、谷时段及其价差设置，将逐步让位于能够反映实时供需变化的价格机制。 原因——新能源快速增长重塑负荷曲线，固定时段划分出现错配 峰谷分时电价作为国际通行做法，长期以来引导用户削峰填谷、缓解高峰供电压力、促进电力系统安全经济运行上发挥了积极作用。其逻辑基础，是电网负荷相对稳定的日内规律：将一天划分为高峰、平段、低谷等固定时段，并设置相应固定浮动比例，较长周期保持不变。 但“双碳”目标引领下，我国电源结构加快向绿色低碳转型，风电、光伏等新能源装机快速增长，电力供需形态发生深刻变化。数据显示，2025年我国风光累计装机首次超过18亿千瓦，占比达47.3%。新能源发电具有波动性、随机性特征，叠加区域资源禀赋差异，使得“负荷高峰”与“供给高峰”在部分时段出现错位，传统固定划段难以及时反映真实供需。 典型情形是午间：过去在部分地区午间用电偏高，电价也相对较高；而在光伏占比较高的地区，午间可能成为新能源出力高点，甚至出现阶段性供给宽松。若仍沿用固定较高电价，不仅价格信号失真，还可能降低电力消纳效率，增加系统调节压力。由此，取消固定分时电价、改由市场供需形成分时价格，成为适配新能源高占比新型电力系统的现实选择。 影响——价格信号更精准，资源配置更有效，但经营管理难度上升 取消固定分时电价后，分时价格与时段划分将更多由市场决定：发电企业与电力用户（或售电公司）通过中长期合同协商关键条款，并与电力现货市场形成联动。随着电力现货市场建设推进，现货价格能够更及时反映系统实时供需与边际成本变化，形成更具指向性的分时价格信号。 一上，改革有望打通批发与零售环节的价格传导链条，使用户更直观感知系统负荷变化，进而通过调整生产计划、优化设备启停、开展需求响应等方式参与削峰填谷，提升全社会用电效率和系统运行经济性；另一方面，价格波动加大也将提升经营主体的风险暴露度，对企业管理提出更高要求。 对发电侧而言，在“以价定量、以量促调”的机制下，机组稳定支撑与灵活调节能力将更为关键，特别是具备快速爬坡、深度调峰能力的电源，以及储能等调节资源的价值有望深入体现。对用电侧尤其是工商业用户而言，必须从“按固定价差用电”转向“跟随价格信号优化用能”，通过能效改造、负荷管理、配置储能或参与综合能源服务等方式降低用能成本、平抑风险。对售电公司而言，传统依靠固定差价的模式空间将收窄，更需要向风险管理、组合报价、分时策略优化、定制化服务等专业化方向转型。 需要指出的是，涉及的政策主要面向直接参与电力市场交易的经营主体，居民与农业用电总体仍按现行政策执行，改革重点在于推动市场化用户在更真实的价格信号下实现供需互动。 对策——完善市场规则与配套能力建设，提升企业应对与系统韧性 业内人士认为，分时电价市场化改革要稳妥推进、系统配套。其一，进一步健全中长期与现货市场衔接机制，明确结算与偏差考核规则，提升价格信号透明度与可预期性，避免“信号不清”引发不必要的投机或无序竞争。其二，加快需求响应、虚拟电厂、负荷聚合等机制建设，使更多可调节负荷能够参与市场并获得合理回报。其三，推动企业提升数据能力和运营能力，特别是工商业用户建立用电预测、价格研判、合同管理与风险对冲体系；售电公司强化合规经营与风险控制，提升专业服务供给。其四，统筹考虑不同地区新能源占比、电网结构、产业负荷特征差异，因地制宜设置过渡安排，避免简单“一刀切”带来成本冲击。 前景——以市场定价促进新能源消纳与系统调节，构建更灵活高效电力体系 从更长周期看，取消固定分时电价并非否定峰谷引导机制，而是推动其从“行政设定”转向“市场发现”，使分时价格更真实反映供需与调节成本。随着现货市场覆盖范围扩大、辅助服务市场优化、储能与灵活调节资源加快发展，电力系统将更依赖价格机制实现自我平衡与资源优化配置。分时电价机制的市场化转型，也将为新能源高比例接入提供更强支撑，促进电力系统从“源随荷动”向“源网荷储协同互动”升级。
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僵化的行政管制。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。随着改革的深化，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，为新型电力系统的建设提供有力支撑。