一、改革的真实含义 国家发改委和能源局印发的《电力中长期市场基本规则》涉及的改革，并非取消分时电价制度，而是改变其形成机制。 传统分时电价由政府按季节、月份划定尖峰、峰、平、谷等时段，并规定相应的浮动比例。这种方式下，高峰时段电价上升、低谷时段下降，但时段划分和浮动幅度长期固定不变。 改革后，政府规定的固定峰谷时段将转变为由实时市场供需关系决定。"峰谷时段"不再是预先划定的固定概念，而是根据市场交易结果动态形成。 需要明确的是，这个改革仅适用于直接参与电力市场交易的经营主体。居民用电、农业用电以及电网企业代理购电的工商业用户仍执行政府规定的目录电价，普通家庭的电费计费方式短期内不会改变。 二、改革的现实背景 这一改革与我国电力供需格局的深刻变化密切涉及的。国家能源局数据显示，2025年我国风光累计装机首次超过18亿千瓦，占比达47.3%。新能源大规模接入，使电力系统的运行特性发生了根本改变。 与传统火电相比，风光等新能源具有明显的随机性和波动性。光伏发电受天气影响，中午时段往往大发，阴雨天则可能大幅下降；风电的不确定性更强。这种特点使得固定分时电价难以精确适配实际的电力供需状况。固定的峰谷时段划分已无法反映新能源时代电力系统的真实负荷变化，需要建立更加灵活、贴近市场实际的定价机制。 同时，我国电力市场化改革的加快也为这一改革奠定了基础。发用电计划全面放开、电网企业代理购电、燃煤发电容量电价、新能源全量入市等政策相继出台，现货市场实现全面覆盖，绿电交易规模快速增长，新型储能、分布式电源、虚拟电厂等新型主体加速入市。这些变化表明，市场化定价的条件已经成熟。 三、改革的预期效应 取消固定分时电价，将实现从"人为规定"向"随行就市"的转变。 首先，能够畅通电力批发市场与零售市场之间的价格传导。当绿电充沛时，市场形成价格洼地，鼓励用户增加用电；当电力供需趋于紧张时，电价同步上升，引导用户主动降低用电。这种动态价格信号能更精准地反映电力系统的实时状况。 其次，能够引导用户根据分时价格调整用电行为，促进削峰填谷。用户在价格信号引导下，会主动将可转移的用电负荷从高价时段转向低价时段，有利于平衡电力系统的负荷曲线，提高运行效率。 再次，能够实现新型电力系统供需互动的目标。通过市场化价格机制，可以更好地协调发电侧、用电侧和储能侧的互动，继续提高资源优化配置水平。 四、改革的推进进展 目前，这一改革已在多个地区落地执行。贵州、湖北、河南等省市已明确相关政策，江苏、山西等地正在征求意见。1月20日，云南、山西进一步明确"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"，河南则表示"企业代理购电用户执行工商业分时电价的，输配电价不再参与峰谷浮动"。辽宁、四川、陕西等地也已明确"市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策"。 五、对企业和社会的影响 对工商业用户而言，这一改革意味着电价定价权的转变。企业将不再按政府规定的固定分时电价购电，而是根据市场实时供需情况确定电价。这要求企业更加主动地参与电力市场，根据价格信号灵活调整用电计划。 从长期看，这一改革有利于降低企业用电成本。当新能源充沛时，电价下降，企业可在低价时段增加用电；当电力紧张时，虽然电价上升，但企业可通过提前规划，在低价时段完成必要的生产任务。这种灵活性为企业提供了更多成本优化空间。 此外，这一改革还可能对商品价格产生间接影响。随着企业用电成本优化，生产成本可能相应下降，最终可能以更低的商品价格惠及消费者。
价格机制的变化，表面看是电费计算方式的调整，实质是推动电力从"计划式分配"向"市场化配置"更深一步。随着电力系统向高比例新能源迈进，真实、灵敏、可传导的价格信号将更频繁地进入企业决策与社会运行。把改革的"波动"转化为转型的"红利"，既需要规则更完善、市场更透明，也需要用能主体更主动地提升管理与响应能力，在更高水平的供需互动中实现安全、低碳与经济性的协同。