文/汪洋 張晨 黃寧泊 朱一兵 張晨浩

作者供職于中電工程碳中和發展研究院

分時電價體現了電力的時間價值，是不可逆的趨勢。

01

我國分時電價政策的發展背景

中國電力出版社出版的《電力價格簡明知識》提到，分時電價通常指由政府確定并公開發布，對用戶在不同時段用電執行不同價格的電價政策安排，也稱目錄分時電價。分時電價是引導電力消費、優化資源配置的關鍵價格杠桿。其政策演變深刻反映了我國電力體制改革與能源轉型的進程。理解其發展脈絡，是把握當前改革方向的基礎。

我國分時電價政策的起源可追溯至改革開放初期。為應對彼時嚴重的電力短缺，1985年出臺的《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》（國發〔1985〕72號）首次引入了峰谷電價的概念，通過政府行政手段劃定峰、谷時段，并規定固定的價格浮動比例（高峰電價可上浮30%～50%，低谷電價可下浮30%～50%）。這標志著第一代“行政分時電價”的誕生，核心邏輯是通過政府定價進行負荷管理，以緩解供需矛盾，保障電網安全。

此后數十年，行政分時電價機制在全國范圍內推行并不斷微調，但政府定價、時段固定的本質未變。真正的歷史性轉折點出現在2021年，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號，以下簡稱“1093號文”）。在完善行政分時機制的同時，官方首次明確了從“行政分時”向“市場分時”過渡的改革路線圖。1093號文要求各地參考電力現貨市場信號動態調整分時電價時段與浮動比例，終極目標是“形成有效的市場化分時電價信號”。

緊隨其后，2021年10月發布的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”）取消了工商業目錄銷售電價，推動工商業用戶全面進入市場，在上一輪電改“發電側競價上網，零售側目錄電價”的宏觀基調上，進一步實現了批零價格市場化銜接。1093號文和1439號文共同構成了“行政與市場并行”的過渡階段。

在政策的推動下，各地對分時電價的調整進入了一個更為頻繁和深入的階段。調整主要圍繞按年度評估并優化時段劃分與浮動比例展開，并顯著強化了季節性、豐枯差異，以更好地適配風電、光伏等新能源的出力特性。隨著電力市場改革的推進，各地分時電價政策逐漸形成了兩大趨勢。

一是以山東為代表，加大峰谷價差（山東省推行的“五段式”分時電價）；二是以遼寧、山西為代表，傾向與電力現貨市場銜接。（《2025年遼寧省電力市場交易工作方案》指出，電力現貨市場試運行期間，批發市場電價不按照現行計劃性峰谷分時電價政策執行，而是每15分鐘依據電力供需狀況實時報價，價格隨行就市。）地方實踐表明，在新能源高比例接入的系統中，“雙固定”（固定時段、固定浮動比例）的行政分時模式已難以精準、靈活地反映實時供需變化與系統運行成本。

隨著136號文的發布，一個核心矛盾愈發凸顯：在發電側價格逐步由市場形成的同時，用電側大量工商業用戶仍執行“雙固定”的行政分時電價。這種“發電側市場化、用電側行政化”的價格雙軌制，扭曲了價格信號向終端的傳導。

在此背景下，國家層面于2025年底連續出臺了兩份關鍵文件：《電力中長期市場基本規則》（發改能源規〔2025〕1656號，以下稱“1656號文”）和《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發改運行〔2025〕1502號，以下簡稱“1502號文”）。這兩份文件的出臺，標志著我國分時電價機制改革進入了一個全新的、實質性的階段：從電力市場頂層設計的角度，正式、明確地推動了分時電價價格信號生成機制的根本性變革。

政策逐步弱化作為過渡或兜底機制的行政分時電價，特別是原則上，直接參與市場的電力用戶將不再執行政府規定的目錄分時電價。取而代之的，是由電力現貨市場實時價格，以及中長期分時交易合約等市場化方式形成的“市場分時電價”，旨在使電價信號能夠更精準、動態地反映電力系統的實時供需狀況，從而更有效地引導發用電行為，促進新能源消納和整個電力系統資源的優化配置。

1656號文與1502號文的頒布，承接了2021年乃至更早時期便已確立的改革邏輯，是對“行政分時”向“市場分時”這一主線的關鍵性落實與深化，為整個電力中長期交易與價格機制的市場化鋪平了道路。

02

“直接參與市場用戶”的定義范圍

“直接參與市場用戶”是電力市場化改革進入深水區的核心標志性群體。1502號文件發布后，其定義范圍受到了業內的廣泛關注。

國家政策方面，根據《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕526號），第三監管周期（2023—2026年）的電力用戶主要分為居民生活用戶、農業生產用戶和工商業用戶（不再區分大工業和一般工商業，統一按電壓等級和用電容量執行相應的輸配電價）三類。前兩者用電屬于政策性保障用戶，執行政府定價的目錄電價，由電網企業通過優先發電電量等方式保障供應，不屬于電網代理購電用戶的范疇。

在1439號文的基礎上，結合后續出臺的《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》（發改辦價格〔2022〕1047號）以及《電力市場注冊基本規則》（國能發監管規〔2024〕76號）這兩份文件中的相關條款，根據是否入市交易，工商業用戶被分為兩大類（市場化用戶和電網代理購電用戶）、四小類（批發用戶、零售用戶、電網代理購電用戶、執行1.5倍電價的電網代理購電用戶）。

地方規則方面，2025年9月頒布的《江西省電力市場規則（試行4.0版）》第七條第一款明確規定“工商業用戶原則上全部直接參與電力市場交易，暫未直接參與市場交易的工商業用戶按規定由電網企業代理購電?！逼浔硎雠c國能發監管規〔2024〕76號文完全一致，延續了“電網代理為唯一例外”的界定邏輯。

2025年1月頒布的《廣東電力市場運行規則》第十四條做出更為細化的界定：按照市場價格購電的用戶為市場用戶，分為市場購電用戶和電網代購用戶。其中，市場購電用戶特指直接從電力市場購電（包括直接向發電企業或售電公司購電）的用戶，進一步細分為批發用戶和零售用戶；電網代購用戶則限定為“暫未直接從電力市場購電、由電網企業代理購電的市場用戶”。該規則通過列舉的方式，明確將“向售電公司購電”納入“直接從電力市場購電”的范疇。

由此，綜合上述國家級政策文件的遞進式規定與地方規則的細化補充，按照“政策文件邏輯的一致性原理”可得出明確結論：1502號文件所指的“直接參與市場用戶”既包括直接與發電企業交易的批發用戶，也包括通過售電公司代理參與零售市場的零售用戶。

這一界定符合電力市場化改革“擴大市場覆蓋范圍、強化市場配置資源作用”的核心導向，也與多份政策文件構建的“全量入市”的邏輯體系完全契合。從實踐意義來看，明確這一范圍有助于精準落實分時電價調整政策，推動市場化用戶完全按照市場供需形成電價，進一步深化電力零售側市場化改革。

03

1656號文與1502號文的分時電價核心機制

（一）1656號文：確立市場化分時電價的核心規則

作為我國電力市場建設“1+6”的綱領性文件，其核心在于確立“價格由市場形成”的根本原則，并系統性構建了市場化分時電價的制度框架。其核心機制可歸結為“一個核心原則、兩項關鍵安排、一套銜接體系”。

1.核心原則：價格由市場形成，第三方不得干預

文件第三十二條確立了市場化定價的原則：“除執行政府定價的電量外，電力中長期市場的成交價格應當由經營主體通過市場形成，第三方不得干預?！边@從根本上明確了電價，包括分時電價的決定權歸屬于市場供需雙方，而非行政指令。

2.關鍵安排一：取消對市場用戶的行政分時定價

文件第三十五條是直接針對分時電價改革的條款：“對直接參與市場交易的經營主體，不再人為規定分時電價水平和時段；對電網代理購電用戶，由政府價格主管部門根據現貨市場價格水平，統籌優化峰谷時段劃分和價格浮動比例?！?/p>

對于直接參與市場的用戶，為一條款徹底取消了由政府預先劃定固定峰、平、谷時段及浮動比例的“行政分時電價”模式。其分時電價水平與時段劃分，將完全通過市場交易形成。

對于電網代理購電用戶，作為非市場化用戶的過渡安排，其分時政策雖仍由政府制定，但制定依據轉變為“根據現貨市場價格水平”，確保了價格信號從批發市場向最終消費側的間接傳導。

3.關鍵安排二：推動交易高頻化、合同靈活化，為市場分時提供落地路徑

推動高頻連續交易。文件提出“月內交易原則上按日連續開市”（“天天開市”）。這種高頻、連續的滾動撮合交易，使得分時電價能夠根據最新的供需預期動態形成和調整，實現了價格發現功能。

推動合同靈活簽訂。文件提出“中長期合同電價可簽訂固定價格，也可簽訂隨市場供需、發電成本變化的靈活價格機制”。這為市場主體通過分時段、分價格曲線簽約提供了合同依據，鼓勵形成能夠動態反映實時供需關系的價格信號。

4.與現貨市場的銜接體系：構建統一的價格信號

設立價格聯動。文件提出“電力中長期市場應設置電力中長期結算參考點，作為電力中長期市場電量在現貨市場的交割點，參考點價格可以由日前或實時市場出清價格確定。”通過設立與現貨市場出清價格掛鉤的“結算參考點”，使中長期合同結算價能與現貨分時價格聯動，形成連貫的價格信號。

推動價格收斂。文件提出“由政府價格主管部門會同能源、電力運行主管部門、電力監管機構對申報價格和出清價格設置上、下限”、“逐步推動月內等較短周期的電力中長期交易限價與現貨交易限價貼近”。旨在減少市場套利空間，促進中長期分時價格向現貨市場價格自然收斂。

（二）1502號文：部署2026年市場化分時電價的實施路徑

作為針對2026年具體工作的年度通知，1502號文將1656號文的頂層設計轉化為可操作、可執行的“施工圖”，明確了行政分時電價退出的時間表與路線圖。

1.核心要求：做好行政分時與市場電價的銜接

文件提出“各地要做好峰谷分時電價政策與市場交易電價的銜接，原則上直接參與市場用戶不再執行政府規定的分時電價”。對比2025年及更早的工作通知，這是在國家部委年度工作文件中，首次明確為“行政化分時電價”的退出設定原則性時間節點。

2.落地方式：市場化分時電價的具體形成路徑

交易精細化。文件提出“電力現貨市場正式運行和長周期試運行地區應做好中長期市場和現貨市場的有效銜接，交易時段數應不少于24個；其他省份要根據電力運行實際特別是凈負荷曲線變化，引導供需雙方持續優化細化中長期交易時段劃分，明確中長期合同曲線分解和調整方式”。這一條與1656號文要求中長期限價向現貨限價貼近，保持了政策的一致性與連續性。這說明，未來的中長期電力合約將更加精細化，時間顆粒度提高，價格更能反映當時的供需關系。

價格市場化。文件鼓勵市場簽訂隨市場供需和發電成本變化的、具備靈活價格機制的合同，并明確不得強制要求簽訂固定價格合同。地方政府在審慎考慮電力供需和市場結構后，可以在煤電中長期合同中約定一定比例的電量實行與實時供需掛鉤的浮動電價。這說明，中長期合同中可部分采用動態定價，不再要求全部采用固定峰谷價差。

各地分時電價最新政策梳理在國家文件明確方向后，2025年下半年，尤其是第四季度，各省為銜接1656號文與1502號文要求、制定2026年度電力市場交易方案，密集發布了相關調整政策。

陜西省，2026年交易政策明確要求售電公司與用戶按月、按小時約定分時價格，實現了批零兩側價格的強掛鉤。在零售合同中，固定價格比例大幅壓縮，取而代之的是基于批發側加權平均的動態分時價格。

四川省，采取了相對穩健模式。在《四川2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿）》及《四川電力市場規則體系V4.0（征求意見稿）》中，對分時電價執行方式進行優化調整，零售用戶非現貨聯動電量按照現行分時電價政策執行。

遼寧省，現貨市場結算試運行期間采取順價模式，批發市場電能量價格、輸配電價、線損費用，都不再執行現行的計劃性峰谷分時電價。

陜西省，2026年市場化用戶（批發、零售）不再執行峰谷浮動政策，電價主要由售電公司與電廠的批發均價傳導形成，明確“最低電價主要出現在中午光伏大發時段”。其他省份方面，湖北、河北（南網）、重慶等地在2026年電力中長期交易方案中，均涉及“取消行政峰谷分時電價”或類似表述。

福建省則明確，在現貨運行期間，批發用戶和簽訂分時段套餐的零售用戶執行市場化形成的分時電價，不再執行政府分時電價政策。

可以看到，未來的分時電價將由現貨市場價格、中長期分時合約價格批零聯動價格共同決定，政府不再規定浮動比例。

04

對市場主體的影響及建議

（一）發電商：構建多時間尺度的交易組合

對于發電業務，未來的核心競爭力在于“搶曲線”而非“搶電量”?；痣姶嬖趩⑼３杀靖?、時間長等物理限制，應重點聚焦電價走勢與運行經濟性的耦合優化：在高價時段保障運行、提升邊際收益，在低價時段通過調出力或合約調整靈活應對，避免盲目啟停帶來經濟性損失。

新能源則面臨出力不確定性強、預測偏差大等固有波動性約束，應以提升預測精度和響應速度為核心，構建以氣象預報為基礎、以市場交易為抓手的全流程優化體系：通過年度長協鎖定基本收益、月度交易動態調整資源配置、日內交易滾動優化預測曲線、現貨市場實時響應價格波動，用以提升收益穩定性與市場競爭力。

儲能隨著行政價差的消失，市場價差逐步縮小，需要接入自動化交易系統，根據對未來24小時現貨價格的預測自動制定充放電策略。除了能量套利外，儲能還需要參與輔助服務市場賺取多重收益，構建“發電+儲能+輔助服務”的協同運營體系。

（二）售電商：從“價格戰”轉向“價值戰”

對于售電業務，固定分時電價時代的商業模式相對簡單，未來需要逐步優化單一賺取批零價差的模式，從“價差套利者”轉型為“風險管理者與服務增值商”。

建議售電公司，圍繞負荷預測準確率、用戶側調節能力挖掘、定制化產品設計等方面開展應對工作。深入了解用戶用電特性、生產流程和負荷調節潛力，提供定制化的用電解決方案。對負荷調節能力強的用戶，提供基于動態電價的用能優化策略；對調節能力弱的用戶，則需提供風險對沖方案。設計并提供更具針對性的零售產品，例如“保底+浮動”電價、“批發側均價傳遞+分成”、“價格直連+服務費”等，以匹配不同用戶的風險偏好和用電需求。

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