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随着电力市场化改革的持续深化，越来越多的省份开始取消行政分时电价。
据界面新闻不完全统计，截至目前，全国已有四川、湖北、陕西、辽宁、河南、安徽、重庆等超过十个省份，明确取消行政分时电价。
行政分时电价即固定分时电价，是指供电部门根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷等时段，并制定不同电价的政策，核心目的是用经济杠杆引导用户在用电高峰期少用电、低负荷时段多用电。
中国光伏行业协会电力市场研究专家卢嘉斌在接受界面新闻采访时表示，上述地方出台的电价政策，根源是2025年12月国家发改委发布的《电力中长期市场基本规则》。
该规定第三十五条明确规定：“对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；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门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。”该规则自2026年3月1日起正式施行。
这标志着分时电价正式从“政府核定”迈入“随行就市”的市场化阶段。
卢嘉斌指出，一些自媒体称中国“没有行政分时电价了”，其实是断章取义。“准确地说，是与售电公司签约的用户或者自己直接参与批发交易的用户，不再强制按照行政分时价格签约了”，即此次取消的是政府核定的固定分时电价，并非分时定价机制本身。
其认为，多省份相继取消行政分时电价，核心原因在于让直接参与市场交易的用户，实现电价与现货价格形态联动，这更符合电力市场的运行规律。
截至目前，除京津冀和西藏外，全国其他省份和地区均已建立电力现货市场。
在新能源高渗透率的背景下，午间光伏大发导致电价走低、晚高峰负荷陡升推高电价已成为常态。传统由地方政府制定、固定执行的行政分时电价，越来越难以反映真实的电力供需情况，价格信号失真问题日益凸显。
在市场化定价机制下，负电价正在从过去的偶发个案走向多地常态。
今年1月，辽宁电力市场新规则落地后，实时出清价格触及-0.1元/千瓦时下限，累计272小时，时段占比高达42.83%。此外，山东、河南、河北、山西、陕西、四川、蒙西和广东等地也出现了负电价现象。
频繁出现负电价的核心原因，是新能源发电装机的快速增长与电力系统调节能力之间的结构性矛盾。去年，全国新增风电、太阳能发电装机超4.3亿千瓦，创历史新高，但灵活调节电源的建设速度明显滞后。
对此，国家能源局市场监管司副司长张燕秦在接受《每日经济新闻》采访时称，短时出现负电价是电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、引导储能等各类新型主体投资建设，但如果长期出现，则意味着需要进一步优化系统调节能力。
卢嘉斌表示，取消行政分时电价后，对直接参与市场交易的工商业用户而言，核心变化是“与现货价格形态联动”。
电价不再有固定的峰谷时段和价格水平，而是完全根据市场实时供需信号动态调整。这意味着用户需要更灵活地安排用电策略，将高耗能生产尽量转移到电价较低的时段。
此前，利用峰谷电价进行套利，即在低谷电价时充电，在高峰电价时放电，一直是传统工商业储能公司最重要的盈利模式。
“各地取消行政分时电价政策后，工商业储能短期内是否会受到明显冲击，”卢嘉斌对界面新闻表示， 储能本就不应该依靠行政分时政策，独立储能的收益本应是多元化的，主要来源包括现货价差、辅助服务、容量电价和容量租赁。
长期看，取消行政分时电价将倒逼储能行业摆脱“靠政策吃饭”的路径依赖，真正依靠技术创新、运营优化和系统集成能力参与市场竞争。
“直接参与交易的用户按照现货价格形态联动，是大势所趋。工商业储能行业，将在这一轮市场化浪潮中，真正找到属于自己的生存逻辑。”卢嘉斌称。
中国分时电价政策最早可追溯至1984年，当时国家电力市场尚不成熟，需由政府承担价格发现职能。
1985年，国务院明确提出对部分电力实行多种电价，分时电价即是其中之一。
1992年，国家发改委批复东北电网实行峰谷分时电价时，其核心目的是“为缓解缺电矛盾，鼓励用户调整用电负荷，削峰填谷”。
随着市场化改革的深入，2015年电改方案提出理顺电价形成机制，2021年国家发改委进一步明确分时电价要“适应新能源大规模发展、电力市场加快建设”。
今年1月，国家发改委有关负责人在答记者问时表示，分时电价政策取消后，对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策。发电侧容量电价机制完善后股票配资十大平台，“一升一降”形成对冲，对工商业用户的购电成本影响不大。
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