问题： 长期以来，我国实行政府核定的固定分时电价机制，通过划分峰谷时段引导用户错峰用电。该机制保障电网稳定运行、促进新能源消纳上发挥了作用。但随着电力现货市场建设提速，固定分时电价越来越难匹配市场化交易对价格灵活性的需求。 原因： 此次改革来自电力市场发展的现实需要。一方面，新能源装机规模持续扩大，出力波动明显，需要更灵敏的价格机制来引导调节；另一方面，现货市场试点省份的实践显示，由市场形成的分时价格更能准确反映供需变化。国家能源局有关负责人表示，取消固定分时电价是落实“管住中间、放开两头”改革思路的重要一步，有助于推动形成以市场为主导的电价机制。 影响： 改革将带来多方面变化。发电企业需要调整经营与交易策略，新能源电站预计会加快配置储能，以缓解出力波动带来的风险；工商业用户则需建立更动态的用电管理方式，根据实时电价优化生产安排；电网企业将继续强化交易平台能力，提升跨省跨区资源配置效率。值得关注的是，河北南网等地已探索“曲线交易”模式，通过合同电量与现货价格联动，让价格信号更顺畅传导至用户侧。 对策： 各地将结合实际推进政策落地。湖北、陕西把批发和零售用户统一纳入市场化定价范围；河南等地明确工商业用户直接对接市场电价；陕西提出售电公司代理电价与批发均价挂钩的机制安排。专家建议，在过渡期应加强用户侧能力建设，同时完善辅助服务市场规则，为储能、虚拟电厂等新型主体提供更清晰的价值实现路径。 前景： 此次改革意味着我国电力市场化进入更关键阶段。随着价格信号作用进一步显现，电力系统的经济性与可靠性有望同步提升。下一步，随着全国统一电力市场体系加快建设，市场化交易规模预计将继续扩大，有望突破10万亿千瓦时，为“双碳”目标推进提供更稳定的制度支撑。
电价机制之变，表面是“时段与水平”的调整，本质是电力资源配置方式的升级；对吉林等地而言，关键不在于价格短期波动本身，而在于能否借助更真实的价格信号，推动发电侧提升灵活性、用电侧加强精细化管理、市场侧完善规则与服务。只有市场运行更规范、信息更透明、参与主体更专业，电力市场化改革的红利才能更持续、更稳定地释放。