电价“随行就市”：分时电价市场化改革的逻辑、路径与挑战
 
 一、引言
 
2026年，中国电力市场迎来了一场具有里程碑意义的变革。贵州、湖北、陕西等地相继宣布取消固定分时电价，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。这一变革并非偶然，而是电力市场化改革深入推进的必然结果。自2025年底我国省级电力现货市场实现基本全覆盖以来，全国统一电力市场初步建成的制度条件已经具备。2025年12月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期市场基本规则》，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。
 
固定分时电价在我国已有40多年历史。这套制度通过将一天划分为高峰、平段、低谷等固定时段并设定相应价格浮动比例，引导用户错峰用电，保障电网安全，其历史贡献不可否认。然而，随着“双碳”战略的深入推进，风电、光伏等可再生能源装机容量快速增长，电力系统的供需格局和电源结构已发生根本性变化。改革与开放指出电力体制改革的核心在于让价格信号真正反映市场供需，而非固守行政定价的旧框架。赣商也有论述强调，分时电价的市场化转型不仅是电力行业自身改革的需要，更是优化营商环境、降低实体经济用电成本的关键举措。本文拟从固定分时电价为何“失灵”、市场化改革如何推进、改革面临的挑战与应对策略三个维度，系统探讨分时电价如何真正“跟着市场走”。
 
 二、固定分时电价为何“失灵”
 
 2.1 电力结构变化导致“价格失真”
 
固定分时电价机制建立之初，电力系统以煤电为主体，负荷曲线相对稳定，固定时段划分能够大致反映供需关系。然而，当前电力结构已今非昔比。新能源发电的“随机性、波动性、间歇性”特点，使电网的供需曲线被彻底重塑。
 
以光伏发电为例，在中午阳光充足的时段，光伏出力达到高峰，电力供应大幅增加，按照市场逻辑，此时电价理应相对便宜。但按照原本的固定分时电价机制，中午时段仍被划分为用电高峰，电价偏贵。这种“该便宜时不便宜，该贵时不贵”的现象，正是价格信号失真的典型表现。中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放指出，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。
 
 2.2 电力现货市场提供了更精准的价格信号
 
固定分时电价“过时”的另一重要原因，在于电力现货市场的建立与完善。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。截至2025年底，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，覆盖29个省级电网的现货市场已进入正式运行或连续结算试运行阶段。
 
在现货市场中，分时、节点价格差异显著。以南方区域电力市场为例，2025年7月全网负荷创新高时，日前均价飙升至392元/兆瓦时，而到了7月下旬受台风降雨影响，用电负荷下降，价格也明显回落。这种动态变化的价格信号，远比固定时段的行政定价更能反映电力资源的真实稀缺程度。正如韩放所言，“相比固定时段分时价格，现货价格信号更加精准、灵活”。
 
 三、分时电价如何“跟着市场走”：改革的路径与实践
 
 3.1 政策引领：从“行政核定”到“市场形成”
 
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，明确提出“优化现货市场出清机制，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号”。同年12月，《电力中长期市场基本规则》进一步明确：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。
 
这一政策调整的根本用意，在于推动电价从“行政核定”向“市场形成”深度转型。分时价格改由市场交易形成并传导至用户侧。国家发展改革委、国家能源局明确要求，做好市场竞争与系统运行的衔接，推动发用两侧共同参与现货市场，鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体“报量报价”参与现货市场竞争。
 
 3.2 地方实践：两种改革路径
 
观察已宣布取消固定分时电价的地方政策，其执行办法主要分为“全覆盖”和“分步走”两种模式。
 
“全覆盖”模式以湖北、陕西等市场为代表。在这一模式下，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。2026年，约一半地区的零售套餐明确要求全部或部分电量的价格与批发市场价格挂钩。部分地方的零售套餐已经取消了固定的峰谷时段或浮动系数，逐步转向双方约定的市场化分时定价。陕西电力交易中心明确，2026年市场化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。
 
“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。这一模式充分考虑了不同地区电力市场成熟度的差异，以及用户对新机制的适应过程。
 
 3.3 山东的先行探索
 
山东是全国电力市场化改革的先锋省份，其分时电价实践为全国提供了重要的经验参照。早在2021年12月，山东即启动电力现货市场运行，现货市场价格信号直接反映了电力资源的稀缺性和市场供需关系。2025年，山东全面推行“五段式”分时电价，将全天划分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，工商业用户尖峰电价较平段上浮100%，深谷电价下浮90%。
 
山东的经验表明，市场化分时电价能够有效激励源荷两侧共同参与电网调节。分时电价政策优化后，午间新能源消纳能力增加约583.87万千瓦，晚峰用电负荷转移约225.51万千瓦。“高峰高价”激发火电机组顶峰、促进虚拟电厂等各类经营主体调节，增加能源保供能力560万千瓦；“低谷低价”引导用户侧移峰填谷，提高午间新能源最大消纳能力1200万千瓦。山东依托现货市场价格信号，创新建立零售套餐分时约束机制，将批发市场形成的价格信号全链条传导至终端用户。
 
 四、改革的影响与挑战
 
 4.1 对用户的影响与保障机制
 
分时电价市场化改革主要面向直接参与电力市场交易的工商业用户，居民生活用电、农业生产用电以及学校、医院、公共服务机构等保障性用电的计价规则、峰谷时段和电价标准均保持不变。
 
对工商业用户而言，市场化分时电价意味着电费将随市场供需波动而变化。企业可以通过调整用电行为、优化生产安排来降低用电成本。在山东，低谷、深谷电价已低至每度0.4元和0.2元左右，形成了强有力的经济杠杆，引导各类用户科学调整用电行为。企业通过智能化改造和柔性生产调度，将高能耗工序精准安排在低谷、深谷时段，有效降低了用电成本。
 
 4.2 对储能等新业态的冲击与机遇
 
分时电价的市场化改革对储能行业产生了深远影响。曾经依赖固定峰谷价差套利的储能产业，如今站在“政策托底退坡、市场竞争提速”的十字路口。
 
不同省份的政策差异导致储能收益分化明显。山东的“五段式”电价让储能项目峰谷套利空间翻倍，而浙江的新电价政策使工商业储能收益率直接打七折。这要求储能企业从依赖固定价差套利转向多元化的商业模式创新，包括参与现货市场交易、提供辅助服务等。
 
 4.3 面临的挑战与应对
 
分时电价市场化改革仍面临多重挑战。其一，批零价格传导尚不完全。 由于零售市场信息不够透明、售电公司水平参差不齐，批发市场的价格信号尚未能完全、及时地传导至终端用户。其二，用户侧响应能力有待提升。 大量用户对市场化电价信号的敏感度和响应能力有限，需要时间适应新的定价机制。其三，部分地区交易限价制约价格发现。 年度等长周期中长期交易中，限价普遍参考“燃煤基准价±20%”，在一定程度上限制了日内峰谷价差的波动。
 
针对上述挑战，各地也在加强对零售电价的风险管控，采取多种方式降低用户风险。山东已建立零售套餐价格预警机制，健全零售市场信息披露体系。长远来看，各地将逐步走向全覆盖市场化分时电价。
 
 五、结语
 
让分时电价真正“跟着市场走”，本质上是让电价形成机制从“计划主导”迈向“市场形成”。这一转变既是电力市场化改革深入推进的自然结果，也是新型电力系统建设的必然要求。《改革与开放》曾刊文指出，电力体制改革的核心在于让价格信号真正反映市场供需，分时电价的市场化转型正是这一理念在电价领域的生动实践。《赣商》也有论述强调，分时电价的市场化不仅是电力行业自身改革的需要，更是优化营商环境、降低实体经济用电成本的关键举措。
 
从固定分时电价的“失灵”到市场化分时电价的“随行就市”，从山东的先行探索到全国多地纷纷跟进，这场改革正在重塑中国电力市场的定价逻辑和运行生态。当电价的涨落真正反映市场的供需变化，当每一度电的价格都成为引导资源配置的有效信号，电力系统便能在市场化机制下实现更高的运行效率和更强的调节能力。分时电价“跟着市场走”的实践，正是中国电力体制改革从“计划主导”走向“市场决定”的生动缩影，也是“让市场在资源配置中起决定性作用”在能源领域的具体落实。
 
 
参考文献
 
[1] 国家发展改革委，国家能源局. 电力中长期市场基本规则[Z]. 2025-12-17.
 
[2] 国家发展改革委，国家能源局. 电力现货连续运行地区市场建设指引（发改能源〔2025〕1171号）[Z]. 2025-09-12.
 
[3] 人民日报海外版. 分时电价，涨落跟着市场走[N]. 2026-05-26.
 
[4] 经济日报. 电价“随行就市”将成常态[N]. 2026-06-18.
 
[5] 国家能源局. 多地出台分时电价新政 储能产业站上“转型关口”[EB/OL]. 2025-12-05.