近期，国家发展改革委、国家能源局出台的两份针对电力市场关键文件，释放出一个高度一致的政策信号。一是《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），文件明确，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；另一份文件则是《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号），文件提出“原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”。
其中有关“分时电价”的表述，被视为电力市场化改革进入深水区的重要信号，在行业内部引发了远超预期的讨论。围绕这句话，行业出现了多方解读：一种认为，这是固定分时电价制度正式退出的信号，零售侧价格将全面市场化；也有人认为，工商业储能、光伏等即将迎来“变天”。
厘清政策：“分时电价”条款准确理解
如果将两份文件孤立理解，确实容易陷入“是否取消分时电价”的二元争论。但放在我国电力市场化改革的长期轨迹中来看，两份文件的意义，并不在于是否“取消分时电价”，而在于进一步推动电价形成机制向真实供需关系靠拢。
首先需要明确的是，两份文件并未直接提出“取消分时电价”，而是明确指向：1656号文：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。1502号文：各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
对两项政策条款的解读需要厘清两个核心概念：一是直接参与市场用户，通常指直接进入批发市场、与发电企业直接签订中长期合同的大型工商业用户；二是政府规定的分时电价，指由各省发改委价格部门制定的、具有固定峰平谷时段划分和固定上下浮动比例的目录电价机制。该条款的实质并非取消分时电价本身，而是将分时电价的“定价权”和“时段划分权”从政府行政指令转向市场发现机制。对于直接参与批发交易的用户，其价格应通过市场博弈形成，反映实时的供需关系和发电成本，而非固守行政规定的僵化曲线。
实际上，退出政府定价的分时电价并非官方首次提出，其本质是推动全面电力市场化，以电力出力与负荷状况真实体现供需关系。这一变革的关键在于打破能源体系传统观念，尊重市场规律，形成有效的市场机制，发现价格传导与激励方法，从而实现经济性能量平衡，优化资源分配。与此同时，通知鼓励合同双方签订随市场供需和发电成本变化的灵活价格机制，并明确不得强制要求签订固定价格合同。地方政府在审慎考虑电力供需和市场结构后，可以在煤电中长期合同中约定一定比例的电量实行与实时供需挂钩的浮动电价。
也就是说，中长期合同中可部分采用动态定价，不再要求全部采用固定峰谷价差。同时，文件要求在年度中长期交易中实现分时段签约：在已运行电力现货市场的地区，交易时段数不得少于24个；在其他地区则应根据净负荷曲线变化不断优化细分时段。这些安排共同表明，未来的中长期电力合约将更加精细化，时间颗粒度提高，价格更能反映当时的供需关系。
“方向”到“路径”：分时电价机制的结构性变革
过去，各省执行的固定分时电价主要特征是“双固定”：一是尖峰、峰、平、谷的时段划分固定；二是各时段相对于基准电价的浮动比例固定。这种模式在电力系统电源结构相对单一时行之有效，但在新能源占比日益提高的当下，已难以适应电网净负荷曲线的快速变化。
两份文件推动的变革方向，实则是取消上述“双固定”模式。意味着未来的电力交易中，交易双方可以根据预测的供需形势，自行约定峰谷时段和价格浮动比例。虽然文件原则上针对的是“直接参与市场用户”，但对广大通过售电公司代理入市的零售用户而言，影响同样深远。文件使用了“鼓励”一词，意味着零售侧的全面市场化分时电价并非“一刀切”式的强制命令，而是一个渐进过程。目前，各省在执行力度上呈现出显著差异。以陕西与四川为例，陕西2026年交易政策明确要求售电公司与用户按月、按小时约定分时价格，实现了批零两侧价格的强挂钩。在零售合同中，固定价格比例大幅压缩，取而代之的是基于批发侧加权平均的动态分时价格。四川则是采取了相对稳健模式，2025年11月18日，四川省发改委、能源局、能监办联合下发了关于公开征求《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》意见的通知，文件取消分时电价的表述相对审慎，并且预留空间。
但在意见征集期间，四川共收到反馈意见5条，建议内容均为分时电价政策方面。最终征求意见稿采纳相关意见建议，对分时电价执行方式进行优化调整，零售用户非现货联动电量按照现行分时电价政策执行，这也反映出地方管理部门在推进市场化与保障价格稳定之间的权衡。总体来看，1656号文明确本规则自2026年3月1日起施行，有效期5年。取消政府定价的固定分时是确定性趋势，但在零售侧的落地将呈现“分省施策、快慢不一”的格局。2026年或将成为过渡之年，部分省份或采取先行先试的方案，大部分省份则也可能采取“部分固定+部分批零联动”的混合模式。
当前阶段，分时电价仍发挥着重要的调峰引导作用，是需求响应和新能源消纳的“价格缓冲”。政策强调供需决定价格、以价格引导供需，即由市场机制形成电价信号，以电力出力和负荷状况体现供需关系。在全面市场化进程中，业内普遍认为有必要打破传统观念，尊重市场规律，加强市场机制和商业模式创新。
政策影响：重塑市场主体的交易逻辑
业内认为，两份文件或将重塑电力产业链的利益分配格局，对售电公司、电力用户以及新能源投资商提出了全新的挑战。尤其是，批发价与零售价之间的挂钩程度提升，“一企一价”或“批零联动”的趋势明显，对零售市场的价格波动性提出了更高要求。过去依靠固定价差盈利的模式将失效，企业不得不引入套期保值、精算和预测等机制。
如果说哪一类主体受到的冲击最为直接，售电公司无疑首当其冲。在固定分时电价时代，售电公司的商业模式相对简单，主要依靠签订固定价差的零售合同，倒逼发电侧降价来获取利润，被称为“躺赚”模式。随着灵活分时电价的引入，售电公司面临的经营环境将发生质变，不仅是履约风险激增，技术门槛也将大幅抬升。对于电力用户而言，最大的变化在于失去了政府分时电价这道“防火墙”。虽然批零联动有助于用户分享新能源大发时的低电价红利，但也或将有可能承担电力紧缺时的高昂成本。
此外，市场化分时电价带来的价格波动也会反过来影响企业用电行为和投资决策。对于光伏发电和储能项目而言，原有依赖固定峰谷差的收益模型需要重建：随时变化的分时定价要求项目运营者提升调度和预测能力。实际上这也是将储能产业推回“灵活调节型资源”的定位，行业正在从单一价差套利走向依托技术和管理能力的主动运营。
结语
总体来看，此次政策明确了电力市场化改革的方向：零售价格方面将在中长期交易中逐步与市场价格挂钩，固定的政府主导峰谷差机制将被动态定价机制所替代。这一点与发展新能源与推进市场化的总体战略一致。综上所述，2026年将是电力市场从“政策红利期”转向“技术与运营红利期”的分水岭。各市场主体唯有摒弃对固定分时电价的依赖心理，主动拥抱灵活多变的市场机制，方能在新一轮的电改浪潮中立于不败之地。