电力定价逻辑正经历从“用电侧需求驱动”向“发电侧波动适配”的范式转移。早期分时电价旨在通过行政手段引导用户削峰填谷，具有明显的负荷特性形成机制；随光伏渗透率提升，午间净负荷剧降导致供需极性翻转，定价权由负荷特征转向新能源出力特性。在新型电力系统下，由于新能源的随机性成为系统安全的核心变量，传统“静态固定分时”已难以匹配实时平衡需求。引入更具灵活性的实时时点定价（RTP），旨在通过边际成本信号激励低成本、高柔性资源优先出力，在保障系统运行安全的同时最大化新能源消纳，实现电力资源在时空维度上的最优配置。

电力市场的变局与基调

随着2026年的到来，中国电力市场化改革正式步入“深水区”。国家发展改革委与国家能源局发布的1502号文、1656号文等一系列政策文件确立了明确的基调：原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价。这一政策转向并非简单的价格调整，而是标志着电价形成机制正在经历一场从“行政指令计划”向“市场供需博弈”的根本性跨越。

在此背景下，传统的“削峰填谷”逻辑正在被实时波动的“价格信号”所取代。2026年被视为关键的转折之年，各省纷纷出台细则，推动市场化用户脱离固定的峰谷时段表，通过中长期交易与现货市场的联动来发现真实的电力价值。

政策核心：从“行政指令”到“放开看得见的手”的双轨转换

本轮改革的核心特征是建立了清晰的“双轨制”运行模式，旨在确保改革在平稳过渡中实现市场化目标。第一轨是“保供轨”，针对尚未直接进入市场的工商业用户，继续由电网企业代理购电，并执行政府规定的政策性分时电价，以保障价格的相对稳定与可预期性。

第二轨则是“市场轨”，针对直接参与电力交易的用户。这部分用户将彻底告别行政划定的“峰、平、谷”时段，其用电价格将完全由中长期分时段交易与现货市场的实时出清价格决定。以为例，自2026年3月1日起，直接交易用户不再执行政府分时电价，价格形成交予市场。而早在改革初期的广东省，便已通过取消工商业目录销售电价，率先实现了输配电价之外的电能量价格由市场博弈形成的机制，为全国提供了“市场轨”运行的先行范本。

全国八省“取消固定分时”实践与路径

在国家政策指引与自身电网运行特性的双重驱动下，全国已有多个省份实质性推进了“取消固定分时”的改革实践，呈现出因地制宜的多元化路径。

山东：光伏驱动与机制先行

作为光伏装机大省，山东省不仅拥有成熟的电力现货市场，更在价格机制上走在前列。行业实践显示，山东对市场化用户的分时价格主要以市场形成为主，行政固定的分时时段处于持续的动态调整中。在现货市场连续运行的背景下，午间光伏大发时段的低价乃至负价信号，已成为引导用户用能的“隐形指挥棒”，有效促进了新能源消纳。

陕西：96点实时波动，彻底打破固定峰谷

陕西省的改革步伐尤为坚决。已于2025年8月调整分时政策，并在2026年实施方案中进一步确认，市场化用户（含批发与零售）不再施行行政规定的峰谷浮动机制。目前，陕西现货市场已运行全天96个价格点，价格每15分钟波动一次，彻底打破了传统“早峰晚峰”的固定认知，让市场供需实时决定价格高低。

云南：水电新能源双重叠加，尖峰暂缓

根据，云南省自2026年3月1日起，直接参与市场交易的用户不再执行政府分时电价。云南电网面临水电丰枯特性与新能源午间大发的双重叠加压力，新政明确尖峰电价暂缓执行，并将定价权交还市场，旨在通过更灵活的价格机制缓解系统调节压力。

四川：气温触发灵活尖峰，保供与市场并重

四川省自2025年5月起实施新机制，在保留7月、8月迎峰度夏保供关键期的行政指导外，其余月份大幅引入市场信号。创新性地引入了“灵活尖峰”机制——即根据气温（如连续3天超35℃）触发尖峰价格。这种机制既尊重了丰枯季节差异，又通过气温触发机制精准应对极端天气下的供需紧张。

江苏：契约替代行政，24段分时签约

行业与地方方案显示，江苏省在推进市场化过程中，广泛采用了24段分时签约机制。在中长期交易环节，通过细化分时段签约，实际上以市场主体的“契约”替代了传统的“行政划分”。这种方式让发用双方根据自身负荷与发电特性自主协商曲线，平滑了从固定分时到实时现货的过渡。

浙江：现货信号强化，激活灵活性资产

浙江省随着新能源的全面入市与现货市场的强化，价格信号的引导作用日益凸显。虽然具体执行细节保持审慎，但整体趋势表明，价格由市场决定正在提升虚拟电厂与储能设施的资产价值。市场化的分时信号正在引导用户主动参与削峰填谷，而非被动执行行政命令。

辽宁：改革排头兵，低价引导消纳

据，辽宁省于2025年3月率先宣布取消分时电价政策。作为风电占比较高的省份，且面临冬季供热期的调峰硬约束，辽宁通过市场化低价信号引导用户在风电大发时段多用电，有效缓解了新能源消纳难题。

河南：衔接现货，拟取消固定分时适用

面对省内分布式光伏爆发式增长带来的午间消纳压力，河南省在2026年1月的征求意见中，拟取消固定分时电价对市场化用户的适用。这一举措旨在消除行政限价对市场信号的屏蔽，确保中长期交易与即将成熟的现货市场实现无缝衔接。

去行政化的必要性

取消行政固定的分时电价并非政策的退步，而是物理规律倒逼下的必然选择。随着新能源占比的提升，电网供需平衡已从“源随荷动”转向“源荷互动”。光伏云团的飘动、风力的增减，都会导致供需在毫秒级发生剧变。传统的行政文件按年或按季调整分时表，其更新速度根本无法匹配现货市场全天96个点甚至更高频的实时波动。

这也是电力商品属性回归的必由之路。固定分时电价本质上是一种行政性引导，往往带有滞后性与平均主义色彩。而取消固定限制，转向“时点定价”，能让价格真实反映每一度电在特定时间、特定地点的边际成本。只有价格真实，资源的配置才能高效。

此外，去行政化是催生新业态的土壤。只有当价格波动不再受限于人为固定的“天花板”和“地板”，储能、氢能、虚拟电厂等灵活性资源才能在瞬时平衡中获取与其价值相匹配的市场化收益。这种收益机制的建立，将彻底重塑光储系统的商业逻辑，从简单的“峰谷套利”升级为高技术含量的“电力交易”。

在“后分时电价”时代的企业策略

对于工商业用户而言，“躺赢”的固定峰谷套利时代已经结束，企业必须主动适应新的游戏规则。首要任务是推进数字化能管，引入能够对接现货价格预测与分时段合约管理的数字化系统，实现对用能成本的可视化与精细化控制。

其次是实现负荷柔性化。企业应根据价格曲线调整生产计划，例如将高耗能工序安排在午间光伏大发的低价时段，或利用夜间风电充沛期进行生产。通过产线排班与工艺优化，主动“追逐”低价电，降低综合用能成本。

同时，建立专业的交易与服务体系至关重要。大型企业可培养内部电力交易员，中小企业则应寻求与专业的售电公司或虚拟电厂合作。通过建立偏差管理机制与对冲策略，在现货市场的波动中锁定成本，甚至获取额外收益。

最后，企业必须高度关注风险管理。在高频波动的市场环境下，切忌依赖单一的套利路径。应密切关注如四川“气温触发尖峰”等特殊机制以及代理购电损益的分摊规则，避免因对规则理解不透而产生不必要的成本支出。