在能源转型与电力市场化改革的浪潮中，一项重大变革正悄然改变着国内电力行业的格局。进入2026年，随着“取消固定分时电价”政策的密集出台，我国电力市场正式迈入了一个全新的发展阶段——电价由市场主导决定，实现了从“政府核定”到“随行就市”的历史性跨越。

政策背景与变革动因

近年来，随着新能源的快速发展和电力现货市场的全面落地，传统的分时电价机制逐渐显露出其局限性。分时电价，作为电力市场化改革过渡阶段的核心电价调控手段，多年来在削峰填谷、保障电网安全稳定运行、提升新能源消纳水平等方面发挥了重要作用。然而，随着市场环境的不断变化，固定分时电价机制已难以适应电力市场发展的新需求。

为此，国家发改委、国家能源局于2025年12月17日正式印发了《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，直接参与市场交易的经营主体将不再执行政府核定的固定分时电价，而是交由市场形成分时价格。这一政策的出台，标志着我国电力市场化改革迈出了关键一步。

各地政策落地，差异中见共性

截至目前，全国已有11个省市积极响应国家号召，发布了取消固定分时电价的相关通知。其中，贵州、河北（主要是河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南等9个省市已明确落地取消政策，而江苏、山西两省的调整方案则仍处于征求意见阶段。

各地在政策实施上虽各有差异，但均严格遵循了国家层面的要求。例如，湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林、江苏等省份明确，对直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全交由市场形成分时价格。而河南、贵州、云南则在工商业分时电价新一轮调整中，提出参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价。

市场化定价，激活全产业链活力

取消固定分时电价，并非否定分时定价机制本身，而是将定价权从政府转移至市场。这一变革的核心要义在于，让电价信号更真实、准确地反映实时电力供需状况，为电力资源优化配置提供有力支撑。

发电侧：新能源企业将更加注重光储融合发展，通过储能调整出力曲线以适配市场价格波动，从而提升收益稳定性。面对市场价格的不确定性，发电企业需不断提升自身的市场适应能力和风险管理水平。

用电侧：企业将主动依据市场分时价格信号优化用电策略，实现用电成本的精准管控。通过合理安排生产计划、利用低价时段进行储能等方式，企业可以有效降低用电成本，提升市场竞争力。

电网侧：电网企业将进一步强化平台功能，推动电力资源在更大范围高效配置。通过构建更加开放、透明的电力市场交易平台，电网企业可以为市场主体提供更加便捷、高效的交易服务。

辅助服务市场：储能、虚拟电厂等灵活性资源的价值将得到进一步凸显。这些资源可以通过参与调频、调峰等服务获取多元收益，从而激发市场活力，推动电力行业创新发展。

市场化定价机制利在长远

尽管政策的调整在短期内可能会带来一定的行业适应性阵痛，但从长远来看，市场化定价机制将激活全产业链活力，对电力行业发展产生深远影响。广东一家储能运营商高管表示：“政策的调整将促使我们更加注重技术创新和市场开拓，通过提升自身的核心竞争力来适应市场变化。从长期来看，这无疑是对行业发展的巨大利好。”

取消固定分时电价，开启“随行就市”新时代，是我国电力市场化改革的必然选择。让我们携手共进，迎接电力市场的全新挑战与机遇，共同推动电力行业高质量发展！