核心观点：分时电价不会取消，但其形成机制将实现从行政指令划分走向市场供需的根本性转变。在未来的一段时期内，市场分时电价与行政分时电价将并行存在，最终两者的价格水平和波动幅度将逐步趋同，直至合并统一。

2025年12月份，国家发展改革委、能源局出台的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）明确指出，对于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，这一规定在行业内引发了广泛关注。

什么是分时电价？

分时电价，也称峰谷分时电价，是将一天之中高峰用电和低谷用电的时段分别计价的一种电价制度。

在电力系统中，将用电负荷比较集中、供需关系相对紧张的时段，定义为高峰时段，该时段电价相对较高；反之则为低谷时段。通过这种价格信号，可引导用电单位调整生产安排，实现错峰用电，从而提升电力设备与能源资源的利用效率。

这种政策早在20世纪90年代已经广泛应用于工商业企业用电。将一天24小时划分为高峰时段、低谷时段和平段时段，分别计费。部分省份还会根据季节的变化情况，进一步增设尖峰时段或深谷时段，形成5个时段分时电价体系，以更精准地激励用户主动改变用能行为，达到削峰填谷的目的。

分时电价的时段设置和波动幅度是怎么决定的？

电能是一种即发即用，在现阶段无法大规模存储的特殊商品。作为商品来说，其价格与供需关系、生产成本和市场化的程度息息相关。

分时电价的峰谷时段划分和与价差幅度，主要取决于电力系统的供需状况、电力系统中的用电负荷特性和电源装机结构以及电力市场完善程度，还有系统调节能力等多重因素来确定的。其中最关键的因素是电力供需关系和电源的装机结构，以及发电机组的边际成本。

过去，电能生产主体以火力发电为主。为维持火电机组稳定运行所需的最低出力，在夜间至凌晨等用电需求较低的低谷时段，通过降低电价激励部分负荷转移至此时段用电。

这样既维持了火力发电厂基础发电量，同时用电企业也可以享受到更低的用电价格。而在白天用电量比较大，供需较为紧张的时刻，则设置价格较高的峰段电价，促使对电价比较敏感的用户降低用电需求，缓解供需矛盾，这就是设立分时电价（峰谷电价）的原理和初衷。

行政分时电价体系

为了明确峰谷时段以及各个时段相对应的价格，政府的相关职能部门设立了各地的分时电价体系，称之为"行政分时电价体系"。以陕西省2025年7月份公布的最新行政分时电价表为例，适用范围为由电网代理购电的工商业用户，详情如下表：

通过图表可以清晰地看到，一天中，在深夜23点到次日下午16点，17个小时均为平段和谷段时段。以平段电价为基准，系数设为1，低谷时段是下浮70%，而高峰时段是在平段基础上浮70%。其中，平段每日8小时，低谷每日9小时，合计17小时；高峰时段每日7小时。此外，在每年的1月和12月迎峰度冬期间，每年的7月、8月迎峰度夏期间，在高峰时段还会衍生出尖峰时段。

行政分时电价体系的时段划分的颗粒度相对较粗，往往很难全面完整真实地反映电力系统供需关系和电力系统边际供电成本，并且，调整频次少、灵活性低，难以反映实时的市场信号。

电力系统结构的变化

目前，我国电力系统的电源装机结构已经发生了本质性的变化，截至2025年11月底，全国累计各类型发电装机容量已经达到38亿千瓦，其中太阳能光伏和风电的装机容量已达17.6亿千瓦，占总装机比重的46.4%。尤其在部分新能源大省，该比例已突破了50%，以风电、光伏为代表的新能源已成为主要的电力供给来源之一。

光伏发电主要集中在日间时段，与多数用户的用电习惯相对较为吻合，加之其边界成本比较低，大规模地消纳光伏发电量，不仅有利于能源结构的转型，同时也显著降低了企业的用电成本。随着我国电力市场建设的不断推进，新能源的发电和电力用户都已经进入了电力市场参与交易，这样就形成了市场化分时电价。

陕西省2025年1~10月份现货市场分时价格表

仍以陕西省为例，2025年1~10月份陕西现货分时价格表可以清晰地看到两个明显的价格高峰，这正是电力市场交易环境下形成的市场化分时电价的体现。

未来，分时电价不会取消，但是形成机制将从行政指令划分走向市场供需主导。预计在未来的一段时间内，市场分时电价与行政分时电价将并存：参与电力市场交易的用户将执行由市场供需关系形成的市场分时电价，电网代理购电用户则继续执行行政分时电价，最终两者的价格水平和波动幅度将会逐渐趋同，直至合并统一。

市场化分时电价对产业上下游会带来哪些影响呢？

一、对电力系统而言

随着新能源装机占比持续提升，特别是光伏在终端的渗透率进一步加大，未来市场化分时电价将呈现出"午深峰高"，形成典型的特征，同时储能将在源、网、荷三侧发挥重要的作用。

二、对上游发电侧而言

新能源（特别是光伏）大发的时段，交易电价将会降低，光储融合的发展将会成为必然。新能源厂站通过主动配置储能，改变出力曲线，追逐高电价时段将会成为必然。

三、对下游用电侧而言

"追光逐日"将成为必然。参加电力市场交易的用户，无论是直接交易的大用户，还是通过售电公司代理入市的电力零售用户，将依据市场分时价格信号灵活调整生产经营，在降低用电成本的同时促进新能源消纳。

四、对工商业光储项目而言

项目的盈利测算模型将会改变，储能项目的盈利模式将会面临从固定价差的套利转变为市场交易盈利，交易能力变得至关重要。而工商业光伏也面临着市场分时电价的价格低谷的压力，存量项目有可能会面临履约风险，增量项目必须考虑光伏和储能的融合发展、投资与交易的搭配，以及与一些新兴业态，比如虚拟电厂的融合发展才可能实现项目的良性运营，最终实现盈利，这也将会加快工商业光储市场向自投模式的转变。

五、对细分市场而言

例如充换电场站，在需求响应市场化分时电价时，充换电时段和价格都会出现明显的变化，运营策略需相应调整。