中国电力市场改革：向市场化分时电价转型

精华速览

• “2026版规则”明确规定直接参与市场的经营主体不再执行政府规定的分时电价，分时价格由市场竞争形成。
• 配套1502号文要求现货地区交易时段不少于24个，分时颗粒度从“峰/平/谷”三个时段升级为24个以上时段。
• 签约比例要求加码（年度70%、月度80%），企业需要在高比例锁定与灵活应对之间找到平衡。

2025年末，网络上出现“中国将全面取消分时电价”的传闻，引发了广泛关注。这一说法的源头是不对外公开的1502号文中“原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”的表述。但随后，发改委公布了新修订的《电力中长期市场基本规则》（以下简称“2026版规则”），在这份对外公开的文件中明确了相关细则。

“政府规定的分时电价表”确实不再适用于直接交易用户；分时电价本身并没有被取消——它只是换了一种形成方式：从政府发布的一张静态表格，变成由市场交易形成的动态价格曲线。

如果你是燃煤发电企业的交易专员，你需要在年初就签下全年70%的电量，并且把合同分解到24个以上的分时时段——这意味着签约时就要预判全年每一天、每个小时的发电能力。

如果你是直接参与市场的工商业用户，政府不再替你规定峰谷时段和价差，你每小时的用电价格将由市场交易形成——这意味着电价波动不再是“年度话题”，而是“每小时话题”。

如果你是售电公司或储能运营商，分时价格的市场化直接改变了峰谷价差的套利逻辑和零售套餐的定价基准。

本文从政策变化、影响群体、数据对比、应对路径四个维度，系统解读这次分时电价的市场化转型。

1 政策实际说了四个关键点

1.1 分时电价：从“政府规定”到“市场形成”

这是本次调整中最核心的变化。

政府不再替市场参与者决定“几点是峰、几点是谷、价差多大”，这些信号由市场交易在竞争中形成。

但需要注意：这一变化仅适用于直接参与市场交易的经营主体。对于电网代理购电用户，政府价格主管部门仍需根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。两类用户适用两套规则。

1.2 分时曲线：从“三个时段”到“24+时段”

1502号文进一步细化了分时曲线的粒度要求：“电力现货市场正式运行和长周期试运行地区应做好中长期市场与现货市场的有效衔接，交易时段数应不少于24个。”

“24个时段”这一数字值得特别关注。此前执行政府分时电价时，一天通常只分为峰、平、谷三个时段（部分地区增加“尖峰”或“深谷”，一般不超过6个）。而新规将时段数提升到24个以上，这意味着：

• 分时信号的“分辨率”提升了一个数量级。

• 企业需要关注的不是“某个月的总电价”，而是“某一天某个小时的电价”。

• 中长期合同必须分解到每个时段，形成完整的“电力曲线”。

分时电价没有被取消，它的颗粒度变得更细了。

1.3 签约比例：从“原则性要求”到“量化刚性约束”

1502号文首次对签约比例提出了明确的量化要求：

• 发电侧：燃煤发电企业年度签约电量不低于上年实际上网电量的70%，月度签约不低于预计市场化上网电量的80%。

• 用电侧：月度及以上签约电量比例不低于预计用电量的80%。

此前，签约比例更多是原则性倡导，缺乏明确的量化标准和刚性约束。2026年首次将这些比例写入正式文件，意味着“高比例签约”从自愿选择变为合规要求。

这一变化对企业的直接影响是：大部分电量需要在年初或月初锁定，留给月度、月内调整的空间缩小。企业能走的路只有两条：要么更精准的判断，要么在签约条款上做好必要的风控。

1.4 定价方式：从“固定价为主”到“固定价与灵活价并行”

第三十四条允许中长期合同签订“固定价格”或“随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制”。这意味着企业不再被迫二选一，而是可以根据自身风险偏好和市场判断，灵活组合两种定价方式。

固定价适合希望锁定成本/收益、规避价格波动的企业。灵活价适合对市场走势有判断能力、愿意承担一定价格风险以换取潜在收益的企业。两种定价方式的并存，实际上为企业提供了一个风险管理的工具组合。

2 哪些群体会受影响？影响有多大？

分时电价的市场化转型并非对所有市场参与者均匀施加影响。不同角色的业务模式决定了它们受冲击的维度、深度和紧迫性各不相同。下表从影响维度和影响程度两个角度进行定位：

一个值得注意的观察：分时曲线的精细化与签约比例的刚性化之间存在内在张力——企业一方面被要求提前锁定大部分电量（年度70%、月度80%），另一方面又被要求将合同分解为24个以上时段的分时曲线。这意味着“签约时”就必须对“未来每个时段”的供需情况做出判断，预测难度显著上升。

3 政策前后数据对比

从交易频率、价格形成机制、分时粒度、签约约束四个维度进行对比：

上述对比揭示了本次变化的三个核心特征：分时电价形成机制从行政转向市场（政府定价→市场形成）、分时曲线颗粒度从粗放转向精细（≤6个时段→≥24个时段）、签约约束从倡导转向刚性（无量化要求→70%/80%）。

这三个特征共同指向一个结论：价格风险正在从“政府承担”转移到“企业自行管理”。正因如此，企业需要在以下四个方向上补齐能力，将政策变化转化为可执行的运营动作。

4 企业应对路径

新规对分时电价的市场化转型，本质上是将价格风险从“政府承担”转移到“企业自行管理”。企业需要构建以下四个核心能力：

• 分时曲线预测能力：24+时段的合同分解要求企业具备精准的发电/用电曲线预测能力。无论是发电企业的出力预测，还是用户侧的负荷预测，都需要从“月总量”升级到“日分时”。数据基础是分时粒度的输入——发电侧看气象条件（辐照度/风速）、设备状态（检修计划/故障率）和同周期历史出力，用电侧看生产线排产、季节与节假日因素。配套的工具是小时级预测模型，以及与电网调度发布的负荷预测做交叉比对、识别系统性偏差的能力。

• 签约比例管理能力：70%/80%的刚性比例把大部分电量推到年初或月初决策，年度签约策略与月度调整机制必须联动。条件是年度总量与价格底线要依据燃料成本（火电）或资源评估（新能源）、检修计划、电价预测区间确定，月度、月内再按最新供需变化、天气修正和实际发用电进度调整剩余合同量。支撑这套机制的是签约进度与合规比例的台账和预警，以及年度、月度合同量的统一视图。

• 定价方式选择能力：固定价与灵活价并行，相当于把价格风险的承担方式交给企业自选。前提是企业清楚自身的风险承受能力与市场判断，并约定两种定价方式的组合规则与适用时段。对应的工具需求是合同组合视图（固定价占比、时段分布），以及固定价占比上限和灵活价价格触发阈值的监控。

• 价格风险对冲能力：分时价格市场化后，价格波动从“年度/月度”压缩到“日/时段”，月内交易按日连续开市提供了高频调整的窗口。前提是设定签约基准价与市场价的偏差阈值、补仓与减仓的操作规则，并能区分预测偏差与市场波动两类来源。配套的工具是每日偏差跟踪、月内交易执行记录和偏差归因台账，以及按月度或季度评估对冲效果的复盘机制。

这四项能力的共同支撑是数据与工具：曲线分解与预测、偏差的跟踪与归因、合同组合的量化权衡，都依赖持续的数据处理和系统化的决策支持。对以电力交易数字化工具与数据分析服务为业务的企业而言，这些正是新规下客户最需要补齐的环节。

总结而言，“2026版规则”与1502号文共同推动的分时电价市场化转型，其本质不是取消分时电价，而是将分时价格的形成权从政府交还给市场。对于直接参与市场的经营主体，这意味着分时曲线预测、签约比例管理、定价方式选择和价格风险对冲不再是“锦上添花”的能力选项，而是参与市场交易的基本功。

FAQ

Q1：固定价和灵活价应该怎么选？有没有通用的判断标准？

A：没有“一刀切”的答案，取决于企业对价格走势的判断能力和风险承受能力。固定价适合对波动容忍度低、希望锁定稳定现金流的企业；灵活价适合对市场有判断能力、愿意承担短期波动以换取长期收益的企业。一个实用做法是：将年度签约量拆分为“固定价部分”（比如50%-70%）和“灵活价部分”（剩余部分），既能锁定基本盘，又保留捕捉低价窗口的弹性。具体比例应根据企业对次年电价的预测信心动态调整——预测信心高时可适当提高灵活价占比，反之则提高固定价占比。

Q2：交易时段“不少于24个”是什么意思？

A：这来自1502号文的要求，指中长期合同需要分解到24个以上的交易时段（通常按小时划分，即一天24小时）。此前执行政府分时电价时，一天通常只分为峰、平、谷三个时段。新规将粒度从3个时段提升到不少于24个，这意味着合同需要按小时甚至更细的颗粒度分解（24个时段即每小时一个时段，也可根据市场规则进一步细化），而非按“峰/平/谷”粗略归类。

Q3：70%和80%的签约比例是强制要求吗？

A：1502号文明确提出燃煤发电企业年度签约不低于70%、月度不低于80%，用电侧月度不低于80%。这些比例在文件中以“原则上”表述，但已构成明确的量化要求。各地在执行中可根据实际情况微调，但总体上形成了刚性约束。企业需要将这些比例作为签约工作的基准线来对待。