执行了40多年的固定分时电价政策，正在加速退出历史舞台。截至目前，湖北、河南、陕西、云南、重庆、贵州、辽宁、吉林、河北南网等9个省市已明确落地取消政策，江苏、山西两省的调整方案也已指向同一方向。
2025年12月，国家发改委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》，明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体不再执行政府人为规定的分时电价水平和时段。这一文件的出台，标志着我国自20世纪80年代起步的固定分时电价制度正式进入退出倒计时。
固定分时电价由政府核定峰谷时段与价差，从大工业用户试点逐步推广至全国工商业及部分居民用户。对于市场化电力用户而言，这一政策于2026年3月1日起终止执行。
厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺指出，随着新能源装机占比快速攀升，固定分时电价已难以适配新型电力系统的供需波动规律。光伏、风电进入高比例渗透阶段后，原有固定分时电价容易出现高峰时段价格激励不足的信号失真问题。与此同时，随着电力现货市场日益完善，继续保留固定分时电价将催生价格双轨制，扭曲电力资产的真实经济价值。
截至2026年3月，广东等7省份的省级电力现货市场已正式转入运行，另有21个省份进入连续结算试运行阶段。各省电力现货市场已具备承接价格发现功能的条件。
被取消的是固定分时电价，而非分时定价机制本身。电力价格的形成正从"政府核定"迈入"随行就市"的市场化阶段，核心要义是将电价定价权交还市场，让价格信号更真实地反映实时供需状况。
脱离政府的有形之手后，最直接的影响是电价波动陡增。中关村储能产业技术联盟理事长陈海生透露，多地衔接现货市场调整时段划分和计价范围后，电价价差普遍收窄。32个地区电网代购电平均价差为0.616元/千瓦时，同比下降9.4%。这意味着，过去依赖固定价差"躺赚"的模式被彻底打破。
卓阳数字能源总监张素君分析，传统模式下工商业储能依赖固定峰谷价差套利，天花板明显；而市场化模式下，储能可通过现货市场套利、电力辅助服务、需求响应补贴、容量补偿等多路径实现收益叠加。但这要求算法从执行简单的"定时充放电"指令，升级为求解跨市场最优决策。"储能电站的竞争已经从'千瓦时'进入'秒级'时代。"
业内普遍认为，取消固定分时电价是对技术能力的筛选。未来一两年，那些只依赖固定套利逻辑、缺乏技术迭代和场景适配能力的企业将可能出局。而"虚拟电厂+售电"正被视为目前最接近规模化收益的商业模式，可以实现多种收益叠加并有效对冲风险。
来源：中国能源报、国家发改委、国家能源局
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