国家发展改革委于2021年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）明确提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，取消工商业目录销售电价。这一政策在上一轮电改“发电侧竞价上网，零售侧目录电价”的宏观基调上，进一步实现了批零价格市场化衔接，为后续更深层次的价格结构调整奠定了制度基础。
进入2025年后，零售侧分时电价调整政策的演进速度进一步加快。国家发展改革委与国家能源局联合发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）明确了2026年电力市场的交易框架，文件中明确要求各地做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价。
根据发改价格〔2021〕1439号文，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。
也就是符合市场化交易要求的电力用户，除了电网代理购电的用电企业之外，都可以被认为是“直接从电力市场购电的用户”，这既包括了直接参与批发侧交易的电力大用户，也包括了通过售电公司代理购电的各类工商业电力用户。根据发改价格〔2021〕1439号文，直接参与电力市场的用户，所执行的零售电价原则上都可以不执行固定的分时和价格。
一是打通批发-零售价格传导链条。通过取消零售合同中的固定分时和固定峰谷电价，彻底释放价格信号在零售端的灵活性，使得批发市场的价格波动能够较为实时地传导至最终消费侧，从而在系统层面实现更高效率的削峰填谷和资源优化配置。
二是激励用户侧资源参与系统平衡。当价格信号充分传导时，用户将基于经济理性主动调整用电行为，在高价时段减少用电或释放储能，在低价时段增加用电或充电储能。这种分散化的负荷响应机制，较之于集中调度的行政指令更具效率和可持续性。同时也鼓励了虚拟电厂运营商、负荷聚合商、售电公司等相关负荷侧的市场化主体积极参与。
三是为批发侧现货市场全覆盖奠定零售侧基础。发改办体改〔2025〕394号文件要求2025年底基本实现电力现货市场全覆盖。现货市场的价格发现功能只有传导至零售侧才能充分发挥作用，取消固定分时电价是零售市场与现货市场有效衔接的必要条件。
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