长期实行的固定分时电价制度正迎来一次重要调整。作为我国平衡电网负荷的重要工具，此制度通过划分峰谷时段并设定固定的价格浮动比例，传统能源占主导的阶段有效缓解了供电压力。数据显示，过去二十年，该机制帮助全国平均削峰填谷率保持在15%以上，为经济社会平稳运行提供了支撑。 但随着“双碳”目标推进，电力供需格局正在发生变化。截至2025年底，我国风光发电装机容量突破18亿千瓦，占总量47.3%。新能源发电的波动性，使原有刚性时段划分的局限逐渐显现。中国电力企业联合会专家指出，在光伏出力高的时段仍执行高峰电价的情况，不仅容易造成新能源电量被动弃用，也影响新型电力系统的协同效率。 此次改革的重点，是让价格更多由市场形成。按新政设计，未来电价将通过三层机制共同决定：中长期合同确定基础框架、现货市场反映实时供需、零售市场传导价格信号。“合同+现货”的复合模式已在广东、山西等地试点验证，其中山西省现货市场试运行期间，可再生能源消纳率提升9个百分点。 市场化转型也对产业链各环节提出新要求。发电企业需要提升灵活调峰能力以适应价格波动；工商业用户亟需建立更动态的用电管理系统；售电公司则面临从“中间商”向能源服务商的角色转型。值得关注的是，江苏部分先行企业通过智能负荷控制系统将用电成本降低12%，为行业调整提供了可参考的路径。 业内人士认为，此次改革可能带来三上影响：一是加快形成源网荷储多元互动体系，预计到2030年可释放2000亿元级的灵活性资源市场；二是推动全国统一电力市场体系建设，目前已有21个省级现货市场启动试运行；三是为高比例新能源并网提供更匹配的制度支撑，深入提升我国能源转型的系统能力。
电价机制是能源体系中的基础性制度安排。多地推动固定分时电价向市场化分时价格信号转变，既是应对新能源快速增长和系统运行规律变化的现实需要，也是完善电力市场、提升资源配置效率的重要举措。面向新型电力系统建设，只有让价格更准确反映供需，让各类主体更主动参与响应，让调节能力更完善，才能在绿色转型与安全保供之间实现更稳健的动态平衡。