8地取消固定分时电价

2026年1月19日，《云南省发展和改革委员会关于进一步优化调整分时电价政策的通知》印发，提出直接参与电力市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价。至此，国内已有8个地区正式取消入市用户的固定分时电价。

“取消固定分时电价”是2026年开年的热门话题。2025年12月，未公开发布的《国家发展改革委 国家能源局关于做好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”）在网络上流传，“原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”的表述吸引了诸多关注。12月17日印发的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，以下简称“1656号文”）提出“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”，分时电价改革正式面世。

作为过渡性工具，近年来，分时电价机制在削峰填谷、保障电网安全和促进新能源消纳上起到积极的作用，并逐步向市场电价“并轨”。在电力现货市场全面铺开后，分时电价机制有了退出的时机。

售电公司、新型储能、分布式光伏等分时电价机制的“受益者”反馈较多。受访人士对《南方能源观察》（以下简称“eo”）表示，市场化电价对具有长期主义的售电公司利大于弊，可以与用户进行更深度的捆绑，行业也将加速洗牌。取消分时电价也将倒逼新型储能行业加快适应市场化的发展摸索，提高设备运营和电力市场的交易能力。

受访人士认为，多数地区可能在2026年下半年陆续修订政策，逐步推动电价形成方式市场化，并建议通过先批发侧后零售、逐步扩大联动市场价格电量的方式，循序渐进替代固定分时电价机制。

据eo统计，国内已有10个地区提出不再执行固定分时电价，其中河南、山西处于征求意见阶段，各地退出方式也有所不同。

除云南外，山西、重庆、河北南网、湖北、陕西、吉林提出，对直接参与中长期市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，由市场化交易形成分时电价。其中，湖北和陕西明确“市场化用户”包括批发用户和零售用户。河南拟调整工商业分时电价政策，并明确直接参与市场交易的用户不再执行该政策。

陕西和河北南网也明确了零售用户的价格传导方式。陕西提出，售电公司代理用户电价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。河北南网提出，中长期合同采用曲线交易模式签约的，以合同总电费不变为前提，按照现货实时市场月度分时电价曲线特性以及合同分时电量形成合同的分时电价，向零售用户传导。

四川在2026年电力市场交易方案和新版电力市场规则体系中提出，原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。其中，批发用户的交易价格、零售用户的联动价格部分不执行峰谷电价浮动。与征求意见稿相比，执行政策性分时电价的对象和时段存在较大区别。根据征求意见稿，除了执行尖峰电价的7、8月和某些特定日期需执行政策性分时电价，其他时间的电价通过市场化形成。

陕西在取消政策性分时电价上走在前面，延续了2025年7月以来加快推动电力零售市场改革的政策导向。2025年12月，陕西电力交易中心先后发布了《陕西省电力零售市场交易细则（2025年10月修订版）》《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，提出直接参与市场交易的用户原则上签订分时零售套餐、约定24小时分时价格和零售用户分时价格不再执行峰谷浮动政策的新要求。

2026年起，陕西零售交易模式由此前的“固定零售价格类”“批发均价+固定代理价格类”等七类调整为“批发均价+浮动价差”和“批发均价+固定价格组合”两种模式。其中，所有售电公司批发购电分时均价按照其中长期、现货市场综合均价确定。

陕西售电人员表示，2025年上半年，绝大多数零售用户选择固定零售价格类合同，用户基本上只需要关注平段价格，选择分时固定零售价格合同的则以平段价格乘相应的峰谷系数，和批发价格没有完全连贯，批零联动很弱。新规执行后，用户须对比24个时段的价格，售电公司可以根据价格预期参与用户的生产安排并提供能源管理等其他服务，和用户开展更深入的合作。

“取消固定时段的峰平谷电价是必然趋势，这对具有长期主义的售电公司而言机遇大于挑战，但想短期靠价差赚取高额利润、不具备专业知识能力的公司则会很快被淘汰。”他表示。

取消固定分时电价也将影响新型储能行业。熟悉新型储能运营的从业人员表示，峰谷套利是当前新型储能的主要运营模式，取消固定分时电价意味着储能运营商会要寻找别的商业模式。这种影响也会逐步传导至设备制造商。

2025年初《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）提出不得强制新能源项目配置储能后，储能行业一直在适应由市场形成需求的发展模式。

该储能从业人员提到，近两年，储能行业热度很高，存在一定的投资泡沫。无论是136号文还是1656号文，都能给行业‘刹一下车’，也推动行业更快适应市场化运营的节奏。“取消固定分时电价，实际上是要求企业从根本上转变发展思维，考验运营能力和对电力市场的把握能力。”

对于参与中长期交易的新能源场站来说，光伏午间集中出力、供大于求将推动午间市场电价下探，甚至出现连续零电价和负电价的情况，新能源场站的经营策略亟须调整。有业内人士认为，新政将加速新能源和储能以市场化方式“捆绑”。

2026年1月7日，《浙江省能源局关于促进分布式光伏高质量消纳建立补偿分摊机制的通知（征求意见稿）》发布，拟将包括分布式光伏在内的各类电源纳入调节范围，并鼓励电源项目通过建设电源侧储能提升调节能力。有观点称，浙江推动全类电源参与调节是新能源全面进入电力市场的一个发展趋势。“无论是为了将午间发电转移至夜间用电高峰时段、提高电量收益，还是为了提高电力系统调节能力，新能源配置储能都是一个很好的选择。”

以《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）为分水岭，我国分时电价机制的功能发生了明显转变，从缓解用电高峰期的供电压力转向服务新型电力系统建设、保障电网安全运行和促进新能源消纳，并在全国范围内铺开。

“十四五”期间，分时电价机制也在动态变化。政策调整频率和灵活性更高，多地政策制修订从以往的几年一次变成一年一次，江苏、青海曾在12个月内两次调整政策，山东率先将峰谷时段调整权限下放给更熟悉用电供需情况的电网公司并一年一调整。

分时电价和现货价格联动更加紧密。冀北新版分时电价政策自2026年起执行，上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、历史偏差电费不参与峰谷分时电价浮动。此前，仅保留用户购电价格参与浮动的做法已在多个省区执行，为衔接电力市场交易做准备。吉林和湖南均提出，2026年市场主体自主签订的省内中长期合同，合同电量的40%和60%分别签订固定价格和执行反映供需的灵活价格，以推动中长期价格与现货价格挂钩联动。

上述变化都表明分时电价向现货价格过渡提速。推动电价由市场形成是近十年电力体制改革的核心目标之一，分时电价机制是一项过渡性工具。随着多地现货市场转入连续运行、固定分时电价与现货价格的差异性缩小，两者“并轨”迎来时机。

但受访人士认为，各地可能会根据实际情况循序渐进推进，2025年底或2026年初没有出台取消固定分时电价的省区大概率会继续执行已制定的年度交易方案。

有从业人员透露，在1502号文和1656号文出台前，政策制定者已向各省区吹风，目前没有落地的省区可能存在一些客观因素。各省年度交易完成后，除非没有限定年度交易签约比例且全省实际成交量很少，要在年内将固定分时电价改为实时联动的难度较大。

陕西售电人员也表示：“各地在制定年度交易方案的时候，能推动通过市场交易形成分时电价的已经推了。两份政策在2025年底出台，更重要的意义在于告诉各省区2026年须行动起来了。”他预计，大多数省区会在2026年6月份或下半年启动政策调整，为下一年的市场交易做准备。

电价从业人员时分认为，取消固定分时电价的关键点在于售电公司能否接得住。“要避免操之过急，刺激市场主体‘躺平’。”他建议，可以从两个维度考虑分时电价的市场化过渡。从电能量维度，取消固定分时电价后，售电公司需要为用户提供价格预测参考、分时用电行为引导，并提供对应的现货价格联动套餐。从其他费用维度，地方可以通过“项目分解”的形式逐步推动分时电价市场化。比如，可以先从批发侧入手，对批发用户取消系统运行费、上网环节损耗费用等的固定分时约束，降低对市场真实电价的干扰；后期考虑基于“峰荷责任法”的分摊方式，更贴合市场价格。但由于系统运行费在用户终端电价中的占比将逐步提高，需要考虑用户特别是大工业用户的电费承受度。

陕西售电人员也坦言，尽管现货市场已在国内铺开，但当前现货价格真实反映市场供需的能力和精准度还有待提升，大范围取消固定分时电价的土壤仍不成熟。“但这片土壤的成熟，可能也需要零售侧的变革倒逼一下。”

来源丨eo