市场化大潮下，分时电价怎么改？

分时电价体现了电力的时间价值，是不可逆的趋势。

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我国分时电价政策的发展背景

中国电力出版社出版的《电力价格简明知识》提到，分时电价通常指由政府确定并公开发布，对用户在不同时段用电执行不同价格的电价政策安排，也称目录分时电价。分时电价是引导电力消费、优化资源配置的关键价格杠杆。其政策演变深刻反映了我国电力体制改革与能源转型的进程。理解其发展脉络，是把握当前改革方向的基础。

我国分时电价政策的起源可追溯至改革开放初期。为应对彼时严重的电力短缺，1985年出台的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》（国发〔1985〕72号）首次引入了峰谷电价的概念，通过政府行政手段划定峰、谷时段，并规定固定的价格浮动比例（高峰电价可上浮30%～50%，低谷电价可下浮30%～50%）。这标志着第一代“行政分时电价”的诞生，核心逻辑是通过政府定价进行负荷管理，以缓解供需矛盾，保障电网安全。

此后数十年，行政分时电价机制在全国范围内推行并不断微调，但政府定价、时段固定的本质未变。真正的历史性转折点出现在2021年，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，以下简称“1093号文”）。在完善行政分时机制的同时，官方首次明确了从“行政分时”向“市场分时”过渡的改革路线图。1093号文要求各地参考电力现货市场信号动态调整分时电价时段与浮动比例，终极目标是“形成有效的市场化分时电价信号”。

紧随其后，2021年10月发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）取消了工商业目录销售电价，推动工商业用户全面进入市场，在上一轮电改“发电侧竞价上网，零售侧目录电价”的宏观基调上，进一步实现了批零价格市场化衔接。1093号文和1439号文共同构成了“行政与市场并行”的过渡阶段。

在政策的推动下，各地对分时电价的调整进入了一个更为频繁和深入的阶段。调整主要围绕按年度评估并优化时段划分与浮动比例展开，并显著强化了季节性、丰枯差异，以更好地适配风电、光伏等新能源的出力特性。随着电力市场改革的推进，各地分时电价政策逐渐形成了两大趋势。

一是以山东为代表，加大峰谷价差（山东省推行的“五段式”分时电价）；二是以辽宁、山西为代表，倾向与电力现货市场衔接。（《2025年辽宁省电力市场交易工作方案》指出，电力现货市场试运行期间，批发市场电价不按照现行计划性峰谷分时电价政策执行，而是每15分钟依据电力供需状况实时报价，价格随行就市。）地方实践表明，在新能源高比例接入的系统中，“双固定”（固定时段、固定浮动比例）的行政分时模式已难以精准、灵活地反映实时供需变化与系统运行成本。

随着136号文的发布，一个核心矛盾愈发凸显：在发电侧价格逐步由市场形成的同时，用电侧大量工商业用户仍执行“双固定”的行政分时电价。这种“发电侧市场化、用电侧行政化”的价格双轨制，扭曲了价格信号向终端的传导。

在此背景下，国家层面于2025年底连续出台了两份关键文件：《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，以下称“1656号文”）和《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，以下简称“1502号文”）。这两份文件的出台，标志着我国分时电价机制改革进入了一个全新的、实质性的阶段：从电力市场顶层设计的角度，正式、明确地推动了分时电价价格信号生成机制的根本性变革。

政策逐步弱化作为过渡或兜底机制的行政分时电价，特别是原则上，直接参与市场的电力用户将不再执行政府规定的目录分时电价。取而代之的，是由电力现货市场实时价格，以及中长期分时交易合约等市场化方式形成的“市场分时电价”，旨在使电价信号能够更精准、动态地反映电力系统的实时供需状况，从而更有效地引导发用电行为，促进新能源消纳和整个电力系统资源的优化配置。

1656号文与1502号文的颁布，承接了2021年乃至更早时期便已确立的改革逻辑，是对“行政分时”向“市场分时”这一主线的关键性落实与深化，为整个电力中长期交易与价格机制的市场化铺平了道路。

02

“直接参与市场用户”的定义范围

“直接参与市场用户”是电力市场化改革进入深水区的核心标志性群体。1502号文件发布后，其定义范围受到了业内的广泛关注。

国家政策方面，根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），第三监管周期（2023—2026年）的电力用户主要分为居民生活用户、农业生产用户和工商业用户（不再区分大工业和一般工商业，统一按电压等级和用电容量执行相应的输配电价）三类。前两者用电属于政策性保障用户，执行政府定价的目录电价，由电网企业通过优先发电电量等方式保障供应，不属于电网代理购电用户的范畴。

在1439号文的基础上，结合后续出台的《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕1047号）以及《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）这两份文件中的相关条款，根据是否入市交易，工商业用户被分为两大类（市场化用户和电网代理购电用户）、四小类（批发用户、零售用户、电网代理购电用户、执行1.5倍电价的电网代理购电用户）。

地方规则方面，2025年9月颁布的《江西省电力市场规则（试行4.0版）》第七条第一款明确规定“工商业用户原则上全部直接参与电力市场交易，暂未直接参与市场交易的工商业用户按规定由电网企业代理购电。”其表述与国能发监管规〔2024〕76号文完全一致，延续了“电网代理为唯一例外”的界定逻辑。

2025年1月颁布的《广东电力市场运行规则》第十四条做出更为细化的界定：按照市场价格购电的用户为市场用户，分为市场购电用户和电网代购用户。其中，市场购电用户特指直接从电力市场购电（包括直接向发电企业或售电公司购电）的用户，进一步细分为批发用户和零售用户；电网代购用户则限定为“暂未直接从电力市场购电、由电网企业代理购电的市场用户”。该规则通过列举的方式，明确将“向售电公司购电”纳入“直接从电力市场购电”的范畴。

由此，综合上述国家级政策文件的递进式规定与地方规则的细化补充，按照“政策文件逻辑的一致性原理”可得出明确结论：1502号文件所指的“直接参与市场用户”既包括直接与发电企业交易的批发用户，也包括通过售电公司代理参与零售市场的零售用户。

这一界定符合电力市场化改革“扩大市场覆盖范围、强化市场配置资源作用”的核心导向，也与多份政策文件构建的“全量入市”的逻辑体系完全契合。从实践意义来看，明确这一范围有助于精准落实分时电价调整政策，推动市场化用户完全按照市场供需形成电价，进一步深化电力零售侧市场化改革。

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1656号文与1502号文的分时电价核心机制

（一）1656号文：确立市场化分时电价的核心规则

作为我国电力市场建设“1+6”的纲领性文件，其核心在于确立“价格由市场形成”的根本原则，并系统性构建了市场化分时电价的制度框架。其核心机制可归结为“一个核心原则、两项关键安排、一套衔接体系”。

1.核心原则：价格由市场形成，第三方不得干预

文件第三十二条确立了市场化定价的原则：“除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。”这从根本上明确了电价，包括分时电价的决定权归属于市场供需双方，而非行政指令。

2.关键安排一：取消对市场用户的行政分时定价

文件第三十五条是直接针对分时电价改革的条款：“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。”

对于直接参与市场的用户，为一条款彻底取消了由政府预先划定固定峰、平、谷时段及浮动比例的“行政分时电价”模式。其分时电价水平与时段划分，将完全通过市场交易形成。

对于电网代理购电用户，作为非市场化用户的过渡安排，其分时政策虽仍由政府制定，但制定依据转变为“根据现货市场价格水平”，确保了价格信号从批发市场向最终消费侧的间接传导。

3.关键安排二：推动交易高频化、合同灵活化，为市场分时提供落地路径

推动高频连续交易。文件提出“月内交易原则上按日连续开市”（“天天开市”）。这种高频、连续的滚动撮合交易，使得分时电价能够根据最新的供需预期动态形成和调整，实现了价格发现功能。

推动合同灵活签订。文件提出“中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制”。这为市场主体通过分时段、分价格曲线签约提供了合同依据，鼓励形成能够动态反映实时供需关系的价格信号。

4.与现货市场的衔接体系：构建统一的价格信号

设立价格联动。文件提出“电力中长期市场应设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定。”通过设立与现货市场出清价格挂钩的“结算参考点”，使中长期合同结算价能与现货分时价格联动，形成连贯的价格信号。

推动价格收敛。文件提出“由政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构对申报价格和出清价格设置上、下限”、“逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近”。旨在减少市场套利空间，促进中长期分时价格向现货市场价格自然收敛。

（二）1502号文：部署2026年市场化分时电价的实施路径

作为针对2026年具体工作的年度通知，1502号文将1656号文的顶层设计转化为可操作、可执行的“施工图”，明确了行政分时电价退出的时间表与路线图。

1.核心要求：做好行政分时与市场电价的衔接

文件提出“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”。对比2025年及更早的工作通知，这是在国家部委年度工作文件中，首次明确为“行政化分时电价”的退出设定原则性时间节点。

2.落地方式：市场化分时电价的具体形成路径

交易精细化。文件提出“电力现货市场正式运行和长周期试运行地区应做好中长期市场和现货市场的有效衔接，交易时段数应不少于24个；其他省份要根据电力运行实际特别是净负荷曲线变化，引导供需双方持续优化细化中长期交易时段划分，明确中长期合同曲线分解和调整方式”。这一条与1656号文要求中长期限价向现货限价贴近，保持了政策的一致性与连续性。这说明，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。

价格市场化。文件鼓励市场签订随市场供需和发电成本变化的、具备灵活价格机制的合同，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。这说明，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。

各地分时电价最新政策梳理在国家文件明确方向后，2025年下半年，尤其是第四季度，各省为衔接1656号文与1502号文要求、制定2026年度电力市场交易方案，密集发布了相关调整政策。

陕西省，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。

四川省，采取了相对稳健模式。在《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）》中，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。

辽宁省，现货市场结算试运行期间采取顺价模式，批发市场电能量价格、输配电价、线损费用，都不再执行现行的计划性峰谷分时电价。

陕西省，2026年市场化用户（批发、零售）不再执行峰谷浮动政策，电价主要由售电公司与电厂的批发均价传导形成，明确“最低电价主要出现在中午光伏大发时段”。其他省份方面，湖北、河北（南网）、重庆等地在2026年电力中长期交易方案中，均涉及“取消行政峰谷分时电价”或类似表述。

福建省则明确，在现货运行期间，批发用户和签订分时段套餐的零售用户执行市场化形成的分时电价，不再执行政府分时电价政策。

可以看到，未来的分时电价将由现货市场价格、中长期分时合约价格批零联动价格共同决定，政府不再规定浮动比例。

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对市场主体的影响及建议

（一）发电商：构建多时间尺度的交易组合

对于发电业务，未来的核心竞争力在于“抢曲线”而非“抢电量”。火电存在启停成本高、时间长等物理限制，应重点聚焦电价走势与运行经济性的耦合优化：在高价时段保障运行、提升边际收益，在低价时段通过调出力或合约调整灵活应对，避免盲目启停带来经济性损失。

新能源则面临出力不确定性强、预测偏差大等固有波动性约束，应以提升预测精度和响应速度为核心，构建以气象预报为基础、以市场交易为抓手的全流程优化体系：通过年度长协锁定基本收益、月度交易动态调整资源配置、日内交易滚动优化预测曲线、现货市场实时响应价格波动，用以提升收益稳定性与市场竞争力。

储能随着行政价差的消失，市场价差逐步缩小，需要接入自动化交易系统，根据对未来24小时现货价格的预测自动制定充放电策略。除了能量套利外，储能还需要参与辅助服务市场赚取多重收益，构建“发电+储能+辅助服务”的协同运营体系。

（二）售电商：从“价格战”转向“价值战”

对于售电业务，固定分时电价时代的商业模式相对简单，未来需要逐步优化单一赚取批零价差的模式，从“价差套利者”转型为“风险管理者与服务增值商”。

建议售电公司，围绕负荷预测准确率、用户侧调节能力挖掘、定制化产品设计等方面开展应对工作。深入了解用户用电特性、生产流程和负荷调节潜力，提供定制化的用电解决方案。对负荷调节能力强的用户，提供基于动态电价的用能优化策略；对调节能力弱的用户，则需提供风险对冲方案。设计并提供更具针对性的零售产品，例如“保底+浮动”电价、“批发侧均价传递+分成”、“价格直连+服务费”等，以匹配不同用户的风险偏好和用电需求。