《电力中长期市场基本规则》实施:市场交易主体告别固定分时,定价权回归主导
近期，国家发展改革委、国家能源局于2025年12月17日印发的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）迎来关键落地，根据规则第三十五条、第三十二条原文规定，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，固定分时电价机制全面退出，电力定价逻辑迎来根本性转变——除执行政府定价的电量外，电力中长期市场成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预，真实反映供需关系、发电成本等多重因素。
这一调整，不仅是电力市场化改革的重要一步，更将深刻影响发电企业、售电公司、工商业用户乃至全社会的用电成本与用电行为。
一、告别固定分时电价，电力定价进入新阶段
在过去的电力运行体系中，固定分时电价是重要的价格调节工具，通过提前划定峰、平、谷时段及对应电价标准，引导用户错峰用电、平衡电网负荷。
而随着电力市场化改革持续深化，固定分时电价的局限性逐步显现：价格信号相对滞后、难以实时反映真实供需、无法充分体现新能源出力变化、市场主体灵活调节空间有限。
《电力中长期市场基本规则》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；
同时明确，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，
这意味着固定分时电价对市场交易主体全面退出运行，不再由行政方式统一划定分时电价标准，电力价格形成机制更加灵活、贴近实际运行场景。
二、定价权回归市场，价格由真实交易决定
根据《电力中长期市场基本规则》第三十二条规定，定价权回归市场的核心体现在电力中长期交易全流程中，规则明确除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预：
价格不再由统一标准锁定，而是通过市场主体自主报价、撮合交易、集中竞价等方式形成；
不同时段、不同周期、不同区域的电力价格，将真实反映发电成本、用电需求、电网约束、能源结构等多重因素；
发电侧与用电侧直接对接，价格信号更灵敏，调节作用更显著，真正实现 “电随价动、价随供需变”。
对于市场而言，这是市场化程度大幅提升的标志；对于用户而言，则意味着用电成本与市场行情深度绑定。
三、对各类市场主体意味着什么？
01.
工商业用户：成本更透明，管理需更精细
电价不再固定分时，用户无法再依赖传统峰谷价差规划用电，必须更加关注市场价格走势。
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具备负荷调节能力的企业，可通过错峰生产、柔性用电在低价时段购电，有效降低用电成本；
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用电刚性较强的用户，则需借助售电服务、中长期合约锁定价格，规避市场波动风险。
02.
发电企业：以质定价，以量竞争
新能源与传统能源的出力特性、成本差异将在价格中充分体现，发电企业需根据市场信号优化出力安排、提升运营效率，从 “按计划发电” 转向 “按市场发电”。
03.
售电公司：专业价值凸显
售电机构的核心能力将从简单代理购电，转向价格研判、风险对冲、方案设计，为用户提供更贴合市场的购电策略。
四、改革导向：建设更高效、更灵活的电力市场
固定分时电价退出、定价权市场化，本质是为了构建更高效、更灵活、更适配新型电力系统的市场机制。
一方面，能够充分发挥价格在资源配置中的决定性作用，引导电力资源优化配置，助力新能源消纳，保障电力可靠供应；
另一方面，推动电力行业从 “管制型” 向 “市场型” 转型，与电力现货、辅助服务市场形成联动，构建完整、成熟的现代电力市场体系。
《电力中长期市场基本规则》带来的这一变革，是我国电力市场化改革向纵深推进的关键信号。
根据规则第三十五条、第三十二条要求，固定分时电价对直接参与市场交易的经营主体全面退出，
除执行政府定价的电量外，电力定价权回归市场，由经营主体通过市场化方式形成价格，
这不仅重塑了电力价格形成逻辑，更对所有市场主体提出了新的要求 ——懂市场、控风险、精管理，将成为未来电力消费与生产的核心能力。
随着改革落地实施，电力市场将更具活力，电力资源配置也将更加高效，为能源绿色低碳转型与经济高质量发展提供坚实支撑。
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