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2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，对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。这标志着执行40余年的固定分时电价制度进入实质性退出阶段。本文系统梳理了固定分时电价的制度演进与退出脉络，深入剖析了高比例新能源渗透、批零价格传导梗阻、现货市场制度适配三重深层逻辑，分析了售电公司、储能企业和电力用户面临的影响与挑战，并提出了针对性的政策建议。
从行政定价到市场定价的制度演进
我国固定分时电价制度起步于20世纪80年代，其核心逻辑是政府根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷（部分地区增设尖峰）时段，并制定差异化固定电价，引导用户错峰用电，实现削峰填谷。在煤电占主导、负荷特性相对稳定的计划经济时期，这一制度有效提升了电力系统利用效率。
2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），规定峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。该文件成为此后几年各地分时电价政策的核心指导依据。
然而，随着电力市场化改革纵深推进和新型电力系统加速构建，固定分时电价的制度根基发生了根本性动摇。2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），其第三十五条明确规定：“对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；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。”该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年。
这一政策转向并非偶然，而是电力市场化改革从“试点探索”迈向“全面施工”的标志性事件。它意味着电价形成机制从政府核定正式迈入“随行就市”的市场化阶段，其深层影响将重塑电力产业链各环节的运营逻辑。
取消固定分时电价的三重深层逻辑
（一）高比例新能源下价格信号严重失真
当前，我国新能源装机呈井喷态势。截至2025年底，全国风电、光伏装机已突破18亿千瓦，部分地区新能源装机占比超过50%。新能源出力具有强随机性和间歇性，“看天吃饭”的特征使传统基于历史负荷规律设定的固定时段完全失效。
一个典型的悖论是：光伏发电最多的午间，在固定分时电价框架下往往被设定为高峰或平段，电价被人为抬高；而傍晚光伏退出、用电需求旺盛的时段，反而可能因行政定价未能及时调整而价格偏低。以陕西省为例，陕西电力交易中心在《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中专门指出，2026年市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策，“最低电价将主要出现在中午光伏大发时段”。
在现货市场环境下，价格本应真实反映实时供需。以辽宁省为例，1月1日至25日，现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达272小时，占比42.83%，1月6日全天均价首次跌入负值。这种极端价格信号在固定分时电价框架下根本无法体现。若继续执行行政定价，不仅无法引导用户消纳午间富余绿电，反而会因“高峰高价”的错位激励阻碍新能源消纳。
（二）批零价格传导梗阻制约市场公平
当前电力市场存在一个突出的“剪刀差”问题：批发侧现货电价价差已高达0.7—0.8元/千瓦时，部分时段甚至出现负电价；但零售侧固定峰谷价差普遍锁定在0.4元以内，且调整周期长达半年甚至一年。这种“批发能涨能跌、零售价格封顶”的“肠梗阻”，造成三方面负面影响。
一是价格信号传导断裂。批发侧的分时电价信号难以有效传递至终端用户，削弱了用户削峰填谷的经济激励。
二是售电公司业务模式单一。多数售电公司仍依赖传统的购销价差盈利，缺乏基于能效管理、需求响应和绿电交易等综合服务能力，部分企业甚至利用信息不对称或规则漏洞获取超额利润，截留了降价红利。
三是零售市场竞争不足。由于价格信号被人为固化，售电公司难以通过差异化服务形成竞争优势，市场活力受到抑制。
（三）固定分时电价与现货市场存在制度性冲突
固定分时电价制度设计于煤电主导时代，其“高峰高价”逻辑基于“白天工作时段用电多”的负荷特征，属于典型的行政性静态定价。其价格水平由政府主管部门基于历史负荷数据和成本加成原则核定，调整周期通常为半年或一年，具有显著的滞后性。
而电力现货市场以15分钟为周期生成96个时段价格，一天产生96个价格点，能够精准反映电能量在时空维度上的边际成本变化。新型电力系统建设客观上要求价格机制从“行政平均”转向“市场边际”，从“静态粗分”转向“动态精细”。固定分时电价与现货市场在价格信号生成机制上的本质性差异，决定了前者必然要让位于后者。
两种模式并行推进
《电力中长期市场基本规则》施行后，各地迅速响应。据梳理，截至2026年5月底，贵州、河北（河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南、安徽、四川、江苏等12个省份已明确落地取消固定分时电价政策；山西、新疆、湖南、上海、蒙东、黑龙江等地处于征求意见或细则制定阶段。
从实施路径看，各地主要呈现“全覆盖”和“分步走”两种模式。
全覆盖模式以湖北、陕西、重庆等为代表，直接参与市场用户（包括批发用户和零售用户）全部纳入，终端分时电价由市场交易价格传导形成。该模式价格信号统一清晰，可以快速打通批零两侧价格传导，但对售电公司的市场运营和风险控制能力要求较高。
分步走模式以河南为代表，采用渐进式改革，保留部分行政分时电价兜底约束，推出多元用电套餐，设置改革过渡期，逐步提升市场化分时电量比例。该模式改革节奏相对缓和，有利于市场主体逐步适应，但可能延长价格双轨制运行时间，增加制度摩擦成本。
值得注意的是，辽宁作为现货市场正式运行省份，其改革更具标本意义。2026年1月起，辽宁现货市场引入-0.1元/千瓦时的申报和出清下限，负电价从偶发变为常态，市场化价格信号对供需调节的作用得到充分释放。
从“政策套利”到“市场博弈”
（一）售电公司：从价差套利到曲线管理
在固定分时电价时代，售电公司的核心盈利模式是“低买高卖”的价差套利，辅以政策红利下的信息差收益。取消固定分时电价后，售电公司必须实现三重能力升级。
一是价格预测能力。售电公司需要建立覆盖日前、实时、中长期多时间尺度的价格预测模型，整合气象数据、负荷预测、新能源出力预测、机组检修计划等多源信息。价格预测精度直接决定了现货市场的交易盈亏和套餐设计的竞争力。
二是风险对冲能力。售电公司应提升电量曲线分解能力和用户负荷预测精度，积极运用电力期货等金融衍生品（待上市），构建“现货+中长期+金融”三维对冲体系，建立动态风险敞口监测机制，防范极端价格事件导致的流动性危机。
三是用户服务能力。售电公司需要从单纯的电力零售商向“数据驱动的综合能源服务商”转型，为用户提供定制化用电优化方案，包括基于用户负荷特性设计差异化电价套餐（如“光伏友好型”套餐鼓励午间用电）、提供储能及需求响应一体化解决方案、开发用电行为分析和能效诊断增值服务等。
（二）储能企业：套利模式崩塌与多元收益重构
取消固定分时电价对工商业储能的冲击最为直接。传统“两充两放”的峰谷套利模式建立在行政价差稳定可预期的基础上，一旦价格由市场决定，峰谷价差动态化导致收益难以测算，部分项目甚至面临经济性归零的风险。
但这并非储能行业的末日，而是倒逼商业模式重构的契机。新的盈利体系应确立“三足鼎立”格局：一是容量市场提供底盘收益，通过容量补偿机制兜底固定资产投资，引导行业向4小时及以上长时储能倾斜；二是现货与辅助服务市场创造弹性收益，储能凭借毫秒级响应优势，在调频及现货交易中精准“低充高放”；三是综合能源服务开拓新兴蓝海，储能转向需量管理、需求响应，并与算力中心、零碳园区等场景深度融合。
这场变革推动储能企业核心竞争力从“拼硬件成本”转向“拼运营交易”，从单一“产品供应商”升级为“解决方案服务商”。短期阵痛不可避免，但长远来看，这为具备精准电价预测、多市场协同运营能力的优质企业打开了更广阔的市场空间。
（三）电力用户：从价格接受者到主动参与者
取消固定分时电价后，终端用户面临的价格环境从可预期的稳定转向有波动的灵活。
工商业用户中，具备负荷调节能力的可通过优化生产排班、调整设备启停时段、配置储能设施等方式主动响应价格信号；负荷调节能力弱的则应选择信誉良好的售电公司，签订组合类电价合同，在锁定部分价格风险的同时保留部分市场收益。
居民用户短期内仍执行目录电价或电网代理购电价格，受影响有限。但随着智能电表普及和动态套餐推广，具备智能家居、电动汽车、分布式光伏等资源的用户，可通过“光储充一体化”实现用电成本优化，甚至向电网提供灵活性服务获取额外收益。
需求响应资源方面，工业可调节负荷、商业空调、数据中心等可通过聚合商平台参与现货市场和辅助服务市场，将可削减负荷转化为可交易资产。
政策建议
（一）对售电公司
一是尽快建立“预测—交易—风控”一体化数字平台，优先投入建设覆盖日前、日内、实时市场的多时间尺度价格预测系统。
二是主动布局电力期货等金融衍生品，构建三维对冲体系，实现从单纯电量买卖向“能量+调节+容量”多维价值运营的升级。
三是设计场景化零售套餐，推动用户从价格接受者向资源协同者转变。
（二）对储能企业
一是将容量电价收益作为投资决策的“底盘收益”，优先布局4小时及以上长时储能技术路线，重点关注液流电池、压缩空气、重力储能等技术。
二是以虚拟电厂聚合模式参与多品种市场交易，实现“一资产多收益”。
三是与算力中心、零碳园区等新型负荷场景深度融合，开拓“能源即服务”（EaaS）商业模式。
（三）对电力用户
工商业用户应加强与专业机构合作，开展负荷可调节潜力评估，将可削减负荷转化为可交易资产。有条件的居民用户可提前布局光储充一体化家庭能源系统，为动态电价普及做好技术准备。大型用户应建立内部能源管理团队，将能源成本从固定支出转化为“可优化变量”。
（四）对政策制定者
一是稳妥设置过渡期。对于市场化程度较低、市场主体风险承受能力较弱的地区可设置1—2年过渡期，允许部分电量仍按原分时电价结算，逐步扩大市场化比例，避免“一刀切”引发市场剧烈波动。
二是完善零售市场监管。取消固定分时电价后，售电公司与用户之间的信息不对称问题可能加剧。应强化售电公司准入与退出管理，建立零售套餐备案与公示制度，严禁利用信息优势损害用户利益。同时，完善保底售电机制，防止售电公司违约退市导致用户承受过高电价。
三是加快电力期货等金融衍生品上市。当前市场主体缺乏有效的风险对冲工具，价格剧烈波动时只能被动承受。建议加快推进电力期货、期权等金融衍生品研发上市，为售电公司和大型用户提供标准化避险工具。
四是建立动态峰谷时段调整机制。对于仍执行政府分时电价的电网代理购电用户，应建立基于现货价格信号的动态时段调整机制，改变数年一调的静态模式，使行政定价尽可能贴近市场供需实际。
五是统筹容量电价与市场化改革。取消固定分时电价后，煤电、储能等调节性资源的收益模式将发生根本变化。应加快完善容量电价机制，确保调节性资源能够获得合理收益，避免因电能量价格走低导致有效容量投资不足。
结语
固定分时电价的退出，是我国电力市场化改革进程中具有里程碑意义的制度变革。它不仅是价格形成机制的转换，更是电力资源配置方式从行政指令主导向市场价值驱动的根本转型。对售电公司而言，这意味着从政策套利者到专业服务商的身份重塑；对储能产业而言，这是从单一价差依赖到多元价值创造的商业模式重构；对电力用户而言，这是从被动用电到主动参与的行为转变。
当然，改革不会一蹴而就。现货市场的不完善、主体能力的不均衡、风险工具的不充足，都决定了这一转型需要政策制定者的审慎设计和市场参与者的积极适应。唯有政府、企业、用户三方协同，才能在保障电力安全供应的前提下，真正实现“电价由市场说了算”，推动新型电力系统建设行稳致远。
