在湖北省荆门市东宝区辖区，电力检修人员对二百二十千伏南桥变电站进行检修作业，保障供电设备安全稳定运行。黄林摄（人民视觉）
近年来，宁夏回族自治区吴忠市同心县积极推进储能电站建设，持续提升区域电网调峰调频能力，助力绿色发展。图为当地供电公司的工作人员在同心县妙岭1GW/2GWh新型镍氢混合共享储能示范项目现场对变压器进行巡检。新华社记者 杨植森摄
今年以来，国内电力市场迎来新变革：贵州、湖北、陕西等地宣布，取消固定分时电价。这意味着电费何时贵、何时便宜，不再由当地政府部门统一规定，而是跟着市场行情走。
我国执行固定分时电价机制已久，这些地方为何在此时把“电费分时定价权”交给市场？这背后折射出怎样的电力市场变革？对老百姓用电有什么影响？
为何改革？
——电力结构变化导致固定分时电价“价格失真”；省级电力现货市场基本全覆盖，更能反映价格信号；政策出台指引改革方向
固定分时电价，在我国已有40多年历史。
据介绍，固定分时电价机制，是由主管部门统一确定的电价调控机制。根据电网负荷的变化，有关部门将一天中的用电分为高峰、平段、低谷等固定时段，并设定相应的固定价格浮动比例。
按照固定分时电价机制，白天用户用电多，这属于用电高峰，电费较贵；夜里用电量少，属于低谷时期，这时候的电价就相对便宜。设置固定分时电价，目的就是通过成本机制引导用户错峰用电，保障电网安全。
这套制度执行已久，的确发挥了很大作用。“然而，目前电力系统供需格局和电源结构发生了根本性变化。随着‘双碳’战略推进，风电、光伏等可再生能源装机容量快速增长，重塑了电网供需曲线，原有的固定分时电价采用固定的时段划分模式，已不能灵活适配新能源高占比的新型电力系统特征。”中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放告诉记者。
举例来说，在一些新能源发电占比较高的地区，中午时段阳光大好，光伏发电出力多，供应给电力市场的电多了，相当于商品不稀缺，价格理应相对划算。但按照原本的固定分时电价机制，仍把中午时段划分为用电高峰，电价偏贵。这时候，价格信号就失真了——该便宜时不便宜，该贵时不贵，未能真实反映市场供需关系。
固定分时电价“过时”的另一个原因，在于我国已建立起一定范围的电力现货市场。
去年底，我国省级电力现货市场实现基本全覆盖，成为全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果之一。电力现货市场如同“电力股市”，通过实时竞价，形成准确反映当下电力供需情况的真实电价，引导电力资源在全国范围内高效配置。
“相比固定时段分时价格，现货价格信号更加精准、灵活。”韩放说。一些地方取消固定分时电价，更能畅通电力“批发市场”与“零售市场”之间的价格传导，引导用户根据实时价格变化，调整用电行为。
政策走向也是地方取消固定分时电价的大背景。根据国家发展改革委、国家能源局发布的《电力中长期市场基本规则》（以下简称《规则》），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。“这一政策调整旨在充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动电价从‘行政核定’向‘市场形成’深度转型。”韩放说。
总的来说，多地取消固定分时电价，是电力市场发展的结果，更传递出鲜明信号：让电价形成机制从“计划主导”迈向“市场形成”。
怎么改？
——目前主要分“全覆盖”和“分步走”两类；长远看，各地将逐步走向全覆盖市场化分时电价
电力市场规则变了，地方在具体执行时又如何推进？
记者梳理发现，目前，国内已有贵州、河北（主要为河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南等地明确取消固定分时电价。韩放告诉记者，观察已宣布取消固定分时电价的地方政策，其执行办法主要分“全覆盖”和“分步走”两种。
全覆盖模式，以湖北、陕西等市场为代表，售电公司代理零售用户全部纳入，终端分时电价由市场交易价格传导形成。
比如，陕西电力交易中心发布的《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》提到，2026年市场化用户（批发用户、零售用户）分时价格不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价将主要由市场内全部售电公司与电厂间的批发均价传导形成。该提示专门指出，“最低电价将主要出现在中午光伏大发时段，请各市场化用户关注价格趋势变化，调整用电习惯”。
“全覆盖模式价格信号统一清晰，可以快速打通批发、零售两侧价格传导，高效引导用户优化用电。当然，对售电公司市场运营、风险控制能力要求也较高。”韩放说。
“分步走”模式，则采用渐进式改革，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。
以广东电力交易中心发布的《广东电力市场2026年交易关键机制和参数》为例，对10kV及以上工商业用户，鼓励直接参与市场交易；10kV以下工商业用户，具备条件的，可自主选择直接参与市场交易。这意味着其电价告别政府固定标准，转向随市场调整。而未主动参与交易的，视同市场购电用户，按照保底售电有关规定执行。
“‘分步走’的方式兼顾了不同用户用电需求和风险承受能力，相对平稳可控。”韩放说。目前，国内各地电力市场建设进展不同，售电主体市场运营和抗风险能力差别较大。全覆盖模式，适用于现货市场较稳定、市场主体成熟，抗风险能力较强的地区。“分步走”循序渐进式，则能有效兼顾改革推进与市场稳定。
“长远看，全覆盖是电力市场化改革的方向。随着电力市场建设完善、用户市场化意识提升、售电行业专业能力成熟，行政分时电价将逐步退出零售市场，各地将逐步走向全覆盖市场化分时电价。”韩放说。
啥影响？
——引导储能等行业“凭真本事吃饭”；短期内不影响普通用户电价水平，长期看，将以价格信号引导用户合理规划用电
业内人士提醒，理解“取消固定分时电价”，要避免两个认知误区。
误区一：固定分时电价取消，不意味着用电不再有“峰谷”之分，也不代表不再有“分时电价”，核心是让市场反映电价信号。
根据《规则》，分时电价水平和时段不再“人为规定”。但在用户侧，客观上仍存在用电高峰和低谷期。因此，取消行政化的固定分时电价后，也要考虑相关的配套保障。
“售电公司可通过精细化套餐设计，把电力批发市场的分时信号精准传导给用户，让用户尤其是大工业用户逐步适应价格信号，引导工商业用户主动调整生产方式、优化用能策略，实现更精准、更灵活的削峰填谷。”韩放说。
误区二：电价告别“政府部门定”，并非有关主管部门“彻底退出”。反而，政府部门要更好发挥引导作用。
首先，根据《规则》，对电网代理购电用户，政府价格主管部门仍将“统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例”。这部分用户，主要指未直接参与市场的中小工商业用户。其次，政府虽不再核定用电峰谷具体时段、价格，但仍要发挥制定市场交易规则、设定交易限价、监督市场公平等作用。另外，政府还将持续保障民生用电，确保供用电安全。
从市场参与主体看，此前执行固定分时电价，带来了相应的市场机遇。比如储能，在原本固定的用电低谷时充电、白天电价高时放电，吃中间的固定价差。现在，固定电价机制逐步取消，对这部分市场主体有何影响？
“政策落地后，的确对江苏、浙江、广东等之前用户侧分时电价较高的工商业储能，以及河北等地中长期市场固定分时价差较高的电网侧储能收益影响较大，部分省份电站收益下降约50%。”中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理张佳宁告诉记者。
电力市场改革，短期内带来行业阵痛，但也给储能电站转向多市场、多场景、多收益叠加的新发展模式创造了机会。
“储能电站‘峰谷套利’的核心逻辑并未改变，但实现这一逻辑的投资模型和运营模式，需相应迭代升级。”张佳宁说。此前，储能电站依托固定分时电价，获取稳定的峰谷价差收益；现在，电站需主动研判市场供需、制定科学运营策略，凭借专业运营能力，精准捕捉动态峰谷时段，最大化挖掘套利空间。
以用户侧储能为例，张佳宁建议，其应转型成为用户综合能源管家，通过AI管理系统，在现货市场捕捉电价波动，提供复合型服务降低用户综合用能成本。电网侧储能，要从“价差依赖”转向“系统价值+容量价值”，通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量机制实现多收益叠加。电源侧储能，在取消人为制定分时电价、新能源全量进入市场后，应更好发挥新能源电站“稳定器”作用，联合参与市场提高整站竞争力。
总体看，这轮电力市场改革更突出“市场导向”，引导储能等行业更“凭真本事吃饭”。而对普通用户来说，取消固定分时电价，短期内并不影响其电价水平。长期看，将以更精准的价格信号，让用户合理规划用电。
