进入2026年，国内电力行业迎来市场化改革重要节点，取消固定分时电价成为行业热点。截至目前，全国已有11个省市发布相关通知，明确直接参与电力市场交易的用户不再执行政府核定的固定分时电价，其中贵州、河北(主要是河北南网)、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南9地已正式落地取消政策，江苏、山西两省相关调整方案仍处于征求意见阶段。

国家政策层面，2025年12月17日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》(发改能源规〔2025〕1656号)，明确自2026年3月1日起，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。

作为电力市场化改革过渡阶段的核心调控手段，此前的固定分时电价机制由政府统一划分高峰、平段、低谷时段并制定固定价差，曾在削峰填谷、保障电网稳定、提升新能源消纳水平等方面发挥重要作用。随着电力现货市场全面落地，该机制已难以适配新能源出力波动特性，取消政府核定的固定分时电价，标志着分时定价从“行政固定”迈入“市场形成”阶段，市场化分时定价仍将延续，定价主体从政府转向市场。

从各地落地细节来看，均严格落实国家要求，同时结合本地实际形成差异化实施方式。湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林等省份明确，直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全由市场形成分时价格;湖北、陕西进一步将“市场化用户”范围拓展至批发、零售两类用户。河南、贵州、云南则在工商业分时电价调整中明确，参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价。

价格传导机制上，陕西提出售电公司代理用户电价以市场批发均价传导为主，中午光伏大发时段将成为电力市场价格洼地;河北南网明确中长期合同采用曲线交易模式签约的，将结合现货实时市场月度分时电价曲线特性及合同分时电量形成合同分时电价，向零售用户传导。

本次改革将对电力全产业链产生深远影响：发电侧新能源企业将更注重光储融合发展，通过储能调整出力曲线适配市场价格波动;用电侧企业需主动依据市场分时价格信号优化用电策略，精准管控用电成本;电网侧将进一步强化平台功能，推动电力资源跨区域高效配置;辅助服务市场中，储能、虚拟电厂等灵活性资源价值将进一步凸显，可通过参与调频、调峰等服务获取多元收益。