问题——电价“要大涨”的传言从何而来 近期，围绕“多地电价机制调整”“分时电价取消”“居民电费上涨”等信息网络传播，引发部分群众与经营主体担忧。梳理政策要点可以发现，此轮调整的关键并非取消分时用电管理，而是对“直接参与电力市场交易”的部分工商业用户，取消由政府统一设定、长期固定不变的分时定价机制，转而更强调通过市场交易形成价格。由此带来的计价方式变化，成为讨论焦点。 原因——电力市场化改革进入更深水区 根据国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），我国电力中长期交易和现货市场建设持续推进，价格形成机制将更充分反映供需关系与系统成本。过去较长时期内，一些地区实行政府统一划定峰谷时段和价差的固定分时电价，操作简便、稳定性强，但对电力系统实时紧张程度、可再生能源出力波动等反映不够灵敏。在新能源装机比重提升、电力供需结构更趋动态的背景下，推动价格信号更及时、更精准地引导用电行为，成为改革的重要方向。 影响——居民“稳”、入市工商业“变”，边界需看清 从各地已落地安排看，政策影响对象边界较为明确。 一是居民用电总体保持稳定。居民生活用电、现行阶梯电价政策，以及居民自愿选择办理的分时电价等，仍按既有目录电价政策执行。也就是说，居民电价并未因“取消固定分时定价”而发生机制性变化，网络上“居民电费将大幅上涨”等说法缺乏依据。 二是变化主要发生在直接参与电力市场交易的工商业用户。有关用户在电价形成上将更多通过中长期合同、现货交易及零售套餐等方式反映市场供需，分时价格不再由政府“一次划定、全年固定”。在新能源出力较高、系统边际成本较低的时段，电价可能走低；在负荷高位、供需偏紧的时段，电价可能走高，价格波动性与精细化程度提升。 三是未直接入市、仍由电网企业代理购电的工商业用户，通常仍执行当地既定的目录电价及相关分时政策安排，短期内计价方式不因此项改革而改变。是否属于“直接参与市场交易”，可通过与售电公司合同、电费账单构成以及当地交易中心信息进行核对。 对策——企业从“看时段”转向“管价格”，提升精细化用能能力 业内人士指出，对入市工商业用户而言，改革既带来成本波动压力，也提供通过管理获取降本空间的窗口，关键在于提升用能与交易协同能力。 第一，建立更精细的用电计划管理。对生产负荷可调整的企业，可将部分工序向电价相对低位时段转移，优化开机与检修安排；对商业综合体、楼宇等，可通过空调、储能、充电设施等柔性负荷参与削峰填谷，提高用能效率。 第二，完善合同与风险管理工具配置。入市用户可结合自身负荷特性，合理配置中长期合约比例与现货暴露度，降低极端价格波动影响；与售电公司签订零售套餐时，应关注结算规则、偏差考核、价格联动方式等核心条款，做到“看清规则再签约”。 第三，加强数据计量与内部管理支撑。建议企业完善分表计量、用电监测和能效分析，建立以电价信号为导向的能管体系，为生产调度、采购决策提供依据。具备条件的企业可评估储能、光伏等配置，以提升对电价波动的对冲能力。 前景——价格信号更真实，仍需配套规则与服务跟进 从改革取向看，取消固定分时定价在部分入市用户中的适用，有助于让电价更及时反映电力系统的供需变化和清洁能源出力情况，促进资源优化配置，推动形成“谁响应、谁受益”的用电新格局。，价格波动加大也对市场透明度、信息披露、交易服务能力提出更高要求。下一步，相关地区需在完善市场规则、强化交易监管、提升用户服务与风险提示诸上同步发力，特别是帮助中小企业提高规则理解与管理能力，降低因信息不对称带来的经营风险。
电力市场化改革是能源领域持续推进的重要方向。此次电价机制调整既考验市场主体的适应能力，也为企业优化用能、推动转型升级提供了空间。如何在保障民生用电稳定的同时激发市场活力，将是下一阶段改革需要平衡的重点。