去年年底国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，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。标志着电力价格机制正式迈入“随行就市”阶段，定价权从政府转向市场。

截至目前，全国已有11个省市发布相关通知，其中9地已明确落地取消政策，江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段。

• 湖北、陕西明确覆盖批发、零售两类市场化用户，完全由市场形成分时价格；
• 河南、贵州、云南聚焦工商业用户，参与市场交易即不再执行固定分时电价；
• 河北南网采用曲线交易模式，按现货月度分时电价曲线调整合同分时电价；
• 陕西提出售电公司代理电价以市场批发均价传导，中午光伏大发时段将成价格洼地。

固定分时电价是政府规定固定时段、统一执行上浮或下浮的定价模式，其退出核心是打通价格信号传导“最后一公里”，适配新能源主导的电力系统变革。风电、光伏出力波动大，原定价模式无法反映真实供需，还会阻碍绿电消纳；同时批发侧与零售侧峰谷价差失衡，导致售电公司成本收益倒挂，行政定价已难以适配动态电力系统。

但极端天气、机组故障可能引发日内剧烈波动，燃料成本、新能源出力占比等因素也会增加中长期电价的不确定性，引发电价波动性显著加剧。低价可能引发用户用电“共振”，出现集中用电“踩踏”现象，形成新尖峰。对提升专业能源管理能力提出了更高要求。

在此背景下，储能作为灵活性资源的角色和价值被凸显，并正式作为新型经营主体参与市场。储能不仅可以在“源网荷侧”通过固定峰谷价差套利，还能参与调频、备用、爬坡等辅助服务，拓宽价值来源，大幅提升利用率与使用价值。也这也推动储能行业从“硬件组装”向“硬件+算法+交易+运维”的全栈能力升级，需融合AI等技术，提升预测与交易能力，实现技术与金融深度结合。

在这个电力市场变革持续深化的关键阶段，固定分时电价退出来还原电力商品属性，持续推动新能源发展和电力资源配置优化。随着技术的进步和市场的成熟，电力市场将更加高效、灵活，更好地服务于社会和经济的高质量发展。