中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標背景下，國家加快推動清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)構建，電價機制改革面臨新形勢新任務新要求。改革完善與新型電力系統(tǒng)相適應的電價體系是一項系統(tǒng)工程，有待加強頂層設計和整體謀劃，強化各環(huán)節(jié)改革系統(tǒng)性研究。本文梳理了我國電價體系歷史沿革，總結了電價改革取得的成效和面臨的挑戰(zhàn)，研判了未來電價改革方向，展望了電價體系發(fā)展前景及實施路徑，并提出配套政策和措施建議。相關研究成果可為完善適應新型電力系統(tǒng)的電價體系提供借鑒與參考。
我國電價體系歷史沿革
中華人民共和國成立以來，電價制度始終與電力工業(yè)發(fā)展同呼吸共命運，其發(fā)展沿革與當時的基本國情、經(jīng)濟體制、資源稟賦、產(chǎn)業(yè)結構、市場設計等緊密關聯(lián)。電價體系涵蓋發(fā)、輸、配、售各環(huán)節(jié)，總體改革方向是推動分環(huán)節(jié)科學形成價格，放開競爭性環(huán)節(jié)電價，政府定價范圍主要限定在網(wǎng)絡型自然壟斷環(huán)節(jié)。按此，我國電價體系發(fā)展大致分為四個階段，分別以建立目錄銷售電價、制定上網(wǎng)電價、引入市場競爭定價、單獨核定輸配電價為標志節(jié)點。
（一）全國性電價體系初步建立（1978年之前）
1949—1951年，國民經(jīng)濟穩(wěn)定恢復時期，電力工業(yè)和電價管理由省級政府負責。1952—1978年，計劃經(jīng)濟時期，從1952年國家上劃電力企業(yè)資產(chǎn)和1953年執(zhí)行第一個五年計劃開始，直至1978年實行改革開放，我國電力工業(yè)由國家所有、政企合一，受中央政府部門垂直管理，電價政策由中央政府統(tǒng)一制定；特別是1965年，國家頒布《電、熱價格》，全國基本實現(xiàn)了統(tǒng)一的目錄銷售電價，電價按用戶用電性質和行業(yè)屬性分為照明、大工業(yè)、非工業(yè)和普通工業(yè)、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)四類，初步形成了我國的銷售電價體系。后續(xù)銷售電價政策的改革和調整，基本上是對該體系的完善。
（二）電價政策體系完善和調整（1979—2001年）
1978年，黨的十一屆三中全會開啟了改革開放偉大進程，隨著改革開放的不斷深入，國民經(jīng)濟迅速發(fā)展，帶動電力工業(yè)快速發(fā)展，也有力推動了電價政策的改革完善。1979—1984年，為了滿足社會發(fā)展對電力供應的需要，國家相應調整電價政策。1985—1994年，在中央政府“一家辦電”的基礎上，運用電價機制促進“集資辦電”，滿足社會用電需要。其中，1985年，國家出臺《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》，提出由原來的中央政府“一家辦電”改革為“多家辦電”形式，并實行多種電價制度，明確對集資興建的電廠實行還本付息電價。還本付息電價執(zhí)行中一般以個別成本為基礎，形成“一廠一價”定價結果。1995—2001年，在“集資辦電”政策基礎上，進一步對各種電價政策進行規(guī)范管理。其中，1997年，組建國家電力公司、實行“政企分離”，并以經(jīng)營期電價取代還本付息電價，將核價模式改為按社會平均先進成本定價，有效減輕了電力項目投資初期的電價需求壓力。
（三）電價市場化改革起步與過渡（2002—2011年）
2002年，國家發(fā)布《國務院關于印發(fā)電力體制改革方案的通知》，第一輪電力體制改革啟動，電力工業(yè)進行了以引入市場競爭機制為特征的電力管理體制與運營模式改革，并以“廠網(wǎng)分開”作為改革主線內容。2002—2006年，隨著電力體制改革方案出臺，根據(jù)電力市場建設計劃，2003年國家出臺了電價改革方案，并在發(fā)電側開展電力市場試點運行。2004年，在經(jīng)營期電價政策基礎上，國家推出了煤電標桿電價政策，改變了按個別成本“一廠一價”的事后定價模式，通過事前制定標桿價格，發(fā)揮電價引導資源優(yōu)化配置的信號作用。2006—2011年，在相關市場試點暫停運行背景下，持續(xù)規(guī)范和完善電價機制，在繼續(xù)執(zhí)行管制電價基礎上，盡可能在各個環(huán)節(jié)引入市場競爭定價機制。這一階段，初步提出了輸配電價的概念，并出臺了跨區(qū)跨省專項工程輸電價格政策和大用戶直購電輸配電價政策，但并未單獨核批省級電網(wǎng)輸配電價。
（四）新時代全面深化電價改革（2012年至今）
黨的十八大以來，全面深化電價機制改革向整體和縱深推進。2015年，國家出臺《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，新一輪電力體制改革啟動，明確按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路推進電價改革。自此，電力市場加快建設發(fā)展，電價機制改革協(xié)同推進、提速加力。在中間環(huán)節(jié)，沿著“破冰—擴圍—推開—鞏固—提升”的改革路徑，著力推進輸配電價改革。2014年選擇深圳電網(wǎng)和蒙西電網(wǎng)，率先開展輸配電價改革試點；2015年迅速將試點擴大至安徽、云南、貴州、湖北、寧夏5個省級電網(wǎng)；2016年將改革覆蓋其余省級電網(wǎng)；2017年完成第一監(jiān)管周期輸配電價核定；2020年完成第二監(jiān)管周期輸配電價改革，進一步鞏固完善改革成果；2023年完成第三監(jiān)管周期輸配電價改革，取得一系列重大突破，為推動電網(wǎng)經(jīng)營模式從獲取購銷價差向收取輸配電費轉型邁出了關鍵一步。過程中注重建章立制，制修訂成本監(jiān)審辦法和區(qū)域電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項工程、地方電網(wǎng)及增量配網(wǎng)定價辦法的“1+4”政策框架，初步建立起以“準許成本+合理收益”為核心、具有中國特色的現(xiàn)代化輸配電價監(jiān)管體系。兩頭環(huán)節(jié)，有序推進上網(wǎng)側、銷售側電價放開。2021年，國家進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革，將作為上網(wǎng)環(huán)節(jié)“定價之錨”的煤電電量全部放開，在合理范圍內由市場形成價格，并相應推動工商業(yè)用戶進入市場、取消執(zhí)行數(shù)十年之久的工商業(yè)目錄銷售電價，“放開兩頭”實現(xiàn)質的突破；2025年，國家深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，進一步推動新能源上網(wǎng)電量全部進入電力市場，同步建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，構建了近80%發(fā)電容量、80%發(fā)電量、80%售電量進入電力市場的“三個80%”格局，電力市場化改革邁入“快車道”。
電價改革取得的成效和面臨的挑戰(zhàn)
（一）取得的成效
76年電價改革，歷經(jīng)艱辛探索、大膽實踐，取得了舉世矚目的巨大成就。
1.電價改革顯著增強了電力工業(yè)發(fā)展動力
電力是經(jīng)濟發(fā)展的先行官。電價改革充分調動了電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、售各環(huán)節(jié)的積極性和創(chuàng)造性，大幅提高了各類電力服務的供給能力和服務質量，徹底改變了曾經(jīng)的電力供應短缺狀況，更好滿足人民日益增長的美好生活需要；有力推動了國內國際兩個市場、兩種資源的對接，為我國吸引外資、引進國外先進技術和管理經(jīng)驗創(chuàng)造了有利的體制政策環(huán)境，更為我國強化科技自主創(chuàng)新、加快電力工業(yè)走向世界創(chuàng)造了條件，助力電力工業(yè)實現(xiàn)從“跟跑”到“并跑”，再到“領跑”的跨越式發(fā)展。
2.電價改革有力支撐了經(jīng)濟社會平穩(wěn)運行
電價事關國計民生，一頭連著宏觀經(jīng)濟，另一頭連著千家萬戶。電價改革始終堅持正確處理改革、發(fā)展與穩(wěn)定的關系，綜合權衡促改革、穩(wěn)電價、調結構、惠民生、防風險等各種因素，為保障宏觀經(jīng)濟平穩(wěn)運行和社會穩(wěn)定做出了突出貢獻。特別是近年來國際形勢錯綜復雜，許多國家深陷能源危機，能源電力價格飆漲，危及經(jīng)濟運行和民生穩(wěn)定。在此背景下，我國適時深化能源電力價格機制改革，理順上下游經(jīng)濟關系，有力支撐了電力“保供穩(wěn)價”。
3.電價改革加快推動了市場體系建設完善
電價改革是電力市場化改革的核心和牽引，極大地優(yōu)化了資源配置，允許電力主體自主參與市場定價過程，以價格競爭為代表的市場競爭格局逐步強化，加快了多層次協(xié)同高效電力市場體系發(fā)育進程，各類電力產(chǎn)品和服務從“無”到“有”、從“有”到“優(yōu)”，電力市場日益在電力資源優(yōu)化配置中發(fā)揮決定性作用，促進了產(chǎn)業(yè)結構調整升級，增強了科技創(chuàng)新動力，有效釋放了市場活力，推動了電力工業(yè)高質量發(fā)展。
76年的電價改革歷程，積累了寶貴的改革經(jīng)驗，為進一步深化電價改革奠定堅實基礎。
（二）面臨的挑戰(zhàn)
當前和未來一段時期，為實現(xiàn)碳達峰碳中和目標，國家加快建設清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)，電價改革面臨新形勢新挑戰(zhàn)。
1.未來終端用能成本上漲將導致電價改革持續(xù)承壓
一是能源內在資源稟賦不足。我國“富煤、貧油、少氣”，能源資源和消費中心呈逆向分布，能源資源先天稟賦不足，水電、核電、氣電等可靠清潔能源開發(fā)利用面臨站址資源、成本造價、消納條件等多方面約束，需加快建設風電、光伏等新能源發(fā)電，以推進能源綠色轉型。
二是系統(tǒng)平衡成本持續(xù)上升。未來新能源將逐步成為新型電力系統(tǒng)中綠色電力供應的主力軍，由于新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性，電力供需實時平衡和安全穩(wěn)定運行難度較大，對系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求，未來電網(wǎng)改造、抽水蓄能、新型儲能、需求響應等平衡調節(jié)成本將持續(xù)快速上升。目前，抽水蓄能容量電費等系統(tǒng)平衡成本隨系統(tǒng)運行費向用戶疏導，預計系統(tǒng)運行費水平未來將超過輸配電價，僅次于上網(wǎng)電價。
三是外部減碳成本轉移堆積。我國從碳達峰到碳中和的時限僅30年，低于發(fā)達國家時間周期（約70年）。我國碳減排總量大、時間短，工業(yè)、交通等相關領域將“煤改電”“油改電”“氣改電”等清潔能源電能替代措施作為減碳手段，全社會減碳成本將逐步向電力領域轉移集聚。
綜合來看，未來終端用能成本將呈持續(xù)上漲趨勢，由于用戶側經(jīng)濟承受能力有限，出臺電價政策的操作空間將受到擠壓，對后續(xù)電價改革提出更高要求。
2.科學反映電力要素功能價值的信號作用有待增強
在上網(wǎng)環(huán)節(jié)，在構建新型電力系統(tǒng)背景下，各類電源加快功能轉型，提供電力產(chǎn)品，其價值不斷豐富和細化。例如，煤電等化石電源向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，發(fā)電利用小時數(shù)逐步下降，其容量支撐和靈活調節(jié)價值日益凸顯。但目前各類電源上網(wǎng)電價主要執(zhí)行單一電量電價制，通過“多發(fā)滿發(fā)”方式“回收成本、獲取收益”，既不利于構建上網(wǎng)環(huán)節(jié)多元化收益體系，也不利于充分發(fā)揮各類電源功能效益。
在輸配環(huán)節(jié)，目前我國省級電網(wǎng)輸配電價主要針對大用戶（一般315千伏安及以上）執(zhí)行兩部制價格，跨省跨區(qū)專項工程輸電價格基本執(zhí)行單一制電量電價。與歐美國家相比，我國輸配電價特別是輸電價格中容（需）量電價占比偏低，“按電量計費”模式難以有效體現(xiàn)電網(wǎng)為保障用戶即時用電而大量形成的固定投資，既不利于用戶科學分攤輸配電成本和引導用戶優(yōu)化用電行為，也不利于理順“大小網(wǎng)”利益關系。
在用電環(huán)節(jié)，多年來我國對居民、農(nóng)業(yè)用電執(zhí)行較低水平的電價政策，低于實際供電成本部分，通過電價交叉補貼方式，由工商業(yè)用戶承擔。交叉補貼的存在，一定程度扭曲了電價結構，使用電價格未與用戶行業(yè)屬性、用電特性等充分匹配，既不利于體現(xiàn)用戶真實供電成本差異，也不利于促進各類用戶公平承擔系統(tǒng)責任。
3.引導資源優(yōu)化配置激勵約束杠桿功能未充分發(fā)揮
一是不利于保障系統(tǒng)可靠容量長期充裕。當前，國家僅針對煤電出臺了容量電價政策，未建立覆蓋各類調節(jié)資源的發(fā)電側容量成本補償機制。由于煤電發(fā)電量占比仍高達55%左右，出臺煤電容量機制電價長期來看會一定程度引導電能量市場價格下行；特別是在現(xiàn)貨市場邊際成本報價模式下，其他部分電源固定成本回收可能存在風險。有待健全完善發(fā)電側容量成本補償機制，體現(xiàn)各類靈活調節(jié)資源的可靠容量及系統(tǒng)貢獻差異，保障系統(tǒng)可靠容量長期充裕。
二是不利于鞏固和擴大資源跨省區(qū)優(yōu)化配置。隨著電力市場建設深入推進、各地電力供需形勢變化等，各地對跨省跨區(qū)送電特別是“西電東送”等國家指令性計劃、政府間協(xié)議送電的季節(jié)性安排、送電曲線、時段價格要求越來越高，頻繁出現(xiàn)“送端高峰不給、受端低谷不要”的矛盾。此外，隨著煤電發(fā)電成本上升和價格合理放開，送受雙方在送電價格上出現(xiàn)分歧，組織協(xié)調難度顯著增大，2022年年度交易中出現(xiàn)了西北、東北外送規(guī)模大幅縮減的情況。
三是不利于電網(wǎng)企業(yè)長期平穩(wěn)運行和高質量發(fā)展。一方面，現(xiàn)行與電量相關的核價效率約束指標難以充分適應未來電網(wǎng)投資運營發(fā)展形勢。例如，為保障電網(wǎng)企業(yè)新增投資能力，區(qū)域、省級電網(wǎng)輸配電價核定中提前納入了預計新增投資影響，明確預計新增固定資產(chǎn)基于提高投資效率的要求，按不高于歷史單位電量固定資產(chǎn)的原則核定（重大政策性投資除外）；在新型電力系統(tǒng)構建背景下，支撐新能源消納相關接入工程、網(wǎng)架補強、升級改造等投入將大幅增加，單位投資帶來的電量增長效應逐步下降。跨省跨區(qū)專項工程核價時，按照利用小時數(shù)不低于4500小時核定電量電價，難以充分適應沙戈荒基地外送等未來外送通道主要輸送清潔能源、功能定位由保供應向保供應調結構并重轉型的發(fā)展趨勢。另一方面，尚未對區(qū)域、省級電網(wǎng)輸配電價對應準許收入執(zhí)行情況進行清算。輸配電價核定發(fā)布后，電網(wǎng)運營中實際發(fā)生的投資和銷售電量增長，可能與核價時預計水平存在較大偏差；由于未對電網(wǎng)實際回收準許收入的盈缺開展清算并及時分享補償，不利于激勵約束電網(wǎng)企業(yè)提升經(jīng)營效益和發(fā)展質效，更好地促進降本增效。
四是不利于充分釋放負荷側資源巨大調節(jié)潛力。近年來，居民用電快速增長，成為尖峰負荷主要成因，系統(tǒng)尖峰保障難度日益增大。以國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)為例，2024年迎峰度夏期間最大負荷為11.8億千瓦，居民用電約占1/4，其中，降溫負荷是主要成因，最大達3.7億千瓦，居民用電貢獻度約為2/3。相比于工商業(yè)用戶已全部入市，目前居民和農(nóng)業(yè)用戶仍執(zhí)行目錄銷售電價，電價水平保持穩(wěn)定，現(xiàn)行電價機制難以有效調動居民用戶參與系統(tǒng)調節(jié)。加之僅部分省份出臺了需求側響應、可中斷負荷等相關電價機制，需求側調節(jié)潛力未有效釋放。
五是不利于增強系統(tǒng)電能存儲環(huán)節(jié)吞吐調節(jié)能力。未來新型電力系統(tǒng)形態(tài)將由傳統(tǒng)的“源網(wǎng)荷”三要素向“源網(wǎng)荷儲”四要素轉變。特別是隨著新能源滲透率逐步提升，系統(tǒng)對儲能調節(jié)能力的需求將從日內調節(jié)逐步向跨日、跨周、跨季調節(jié)轉變。有待健全完善儲能價格機制，促進儲電、儲熱、儲氣（氫）等多元化全周期儲能加快發(fā)展、協(xié)同運行，引導電力系統(tǒng)存儲環(huán)節(jié)增強吞吐調節(jié)能力。
4.促進協(xié)調均衡可持續(xù)發(fā)展的電價機制仍有待完善
一是有待建立健全促進主體間平衡協(xié)同發(fā)展的電價機制。各地資源稟賦、裝機結構差異較大，不同電源機組成本特性、入市進程也不同，后續(xù)推進電價市場化改革過程中面臨高、低價機組“同臺競價”的突出矛盾。在電力市場邊際出清模式下，高價電源直接入市將成為新的邊際機組，帶動各類電源市場出清價格整體上揚，不利于終端用電價格穩(wěn)定；低價電源直接入市，市場出清價格一般明顯高于機組原有政府定價水平，使機組獲得超額市場收益。特別是許多地區(qū)暫未放開的低價優(yōu)先發(fā)電資源，歷史上先后由全體用戶分享和優(yōu)先匹配居民、農(nóng)業(yè)用電，發(fā)揮了保持所有用戶用電價格穩(wěn)定和保障基本民生等功能，如果直接放開由市場內部分用戶獲得，將影響其他用戶的利益。上網(wǎng)電價放開過程中有待做好利益的協(xié)調平衡再分配，確保公平公正合理。
二是有待健全完善促進地區(qū)間協(xié)調均衡發(fā)展的電價機制。為促進電網(wǎng)平衡健康發(fā)展，目前國家在輸配電價監(jiān)管體系內初步建立了“東西幫扶”機制，在控制總體收益率的前提下，考慮東西部差異，對涉及互助幫扶的省級電網(wǎng)企業(yè)收益率可作適當調整。機制實施以來，對于由各種因素導致輸配電價多年“應漲未漲”、當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)經(jīng)營發(fā)展存在困難的部分地區(qū)進行了有力支持和幫扶。但截至目前，該機制仍處于初步階段，有待進一步健全，其政策“工具箱”也有待進一步豐富完善，以便加強與其他電價機制聯(lián)動協(xié)同，更好地支持地區(qū)間電網(wǎng)協(xié)調發(fā)展。
三是有待探索建立促進統(tǒng)一市場體系發(fā)展的電價機制。為促進經(jīng)濟循環(huán)暢通無阻、加快構建新發(fā)展格局，2022年，國家出臺《中共中央 國務院關于加快建設全國統(tǒng)一大市場的意見》。電力行業(yè)迅速貫徹落實，進一步印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，要求加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系。由于歷史沿革，目前我國電網(wǎng)管理體制主要以“省為實體”，相應形成了市場建設運營“一省一策”，電價水平“一省一價”的格局，可能誘發(fā)地方保護、市場分割等傾向，加之個別省份電源企業(yè)市場份額較高，易出現(xiàn)封閉小市場、自我小循環(huán)等苗頭，不利于消除跨省跨區(qū)交易市場壁壘，不利于加快區(qū)域、省間乃至全國市場建設。有待探索建立促進統(tǒng)一大市場體系發(fā)展的電價機制，支持電力要素資源在更大范圍內順暢流動、優(yōu)化配置。
四是有待健全完善促進綠色可持續(xù)發(fā)展的電價機制。2009年以來，我國建立健全風電、光伏標桿電價機制，為新能源行業(yè)發(fā)展注入了強勁動力。隨著新能源造價快速下降，2021年進一步推動陸風、光伏全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)。截至2024年，新能源市場化電量平均比例超過50%，但仍有一半左右的新能源電量執(zhí)行保量保價收購，未通過市場交易形成價格，不利于電力市場發(fā)現(xiàn)真實價格信號；此外，在保量保價方式下，其他調節(jié)性資源為新能源消納提供的支撐調節(jié)服務難以有效回收成本，隨著新能源發(fā)電規(guī)模日益增長，不利于其他調節(jié)性電源平穩(wěn)健康運行。2025年初，國家深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，以類似“政府授權差價合約”形式推動新能源全面參與市場，對保障范圍內的電量實行差價結算。長遠來看，仍有待持續(xù)完善促進綠色可持續(xù)發(fā)展的電價機制，科學反映新能源波動性和間歇性帶來的負外部性，充分補償新能源綠色環(huán)境屬性帶來的正外部性，逐步推動生態(tài)環(huán)境成本納入經(jīng)濟運行成本，切實發(fā)揮好電價杠桿服務綠色發(fā)展的作用，促進全社會共擔能源綠色轉型。
5.改革中需關注顛覆性技術和新質生產(chǎn)力的培育
一是有待營造創(chuàng)新技術比選應用良好機制環(huán)境。為應對高比例新能源帶來的安全挑戰(zhàn)，新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷儲”各側將積極應用先進創(chuàng)新技術甚至重大顛覆性技術進行改造革新，例如，可控核聚變技術、直流組網(wǎng)、超導輸電技術等。相比于傳統(tǒng)技術，各類創(chuàng)新技術一般投資造價較為高昂，加之常有多種技術路線和可替代方案，技術迭代的沉沒成本高，有待建立市場化價格機制或形成市場化價格信號，通過競爭性方式“好中選優(yōu)”，相應完善創(chuàng)新技術成本疏導模式和途徑，確保各方主體經(jīng)濟可承受，實現(xiàn)技術創(chuàng)新與經(jīng)濟高效的融合。
二是有待理順新模式新業(yè)態(tài)面臨的體制機制掣肘。未來新型電力系統(tǒng)結構形態(tài)將迎來深刻變革和重塑。例如，既消費電能又生產(chǎn)電能的電力用戶“產(chǎn)銷者”大量涌現(xiàn)，成為系統(tǒng)重要的平衡調節(jié)參與力量；“分布式”與“大電網(wǎng)”兼容互補，實現(xiàn)“電從遠方來”和“電從身邊來”相輔相成。相關新模式新業(yè)態(tài)落地仍面臨體制機制方面的掣肘，有待健全相關電價機制，更好地促進新質生產(chǎn)力培育壯大。
未來電價改革方向
電價等配套政策與體制機制，是構建新型電力系統(tǒng)的制度保障。在未來構建新型電力系統(tǒng)過程中，需注重發(fā)揮電價改革的關鍵引導作用，準確把握以下改革方向：
（一）堅持市場化方向
價格機制是市場機制的核心，市場決定價格是市場在資源配置中起決定性作用的關鍵。在未來新型電力系統(tǒng)中，微電網(wǎng)、車網(wǎng)互動、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體大幅增加，經(jīng)濟關系愈加復雜，能量價值、時空價值、調節(jié)價值等價格維度空前擴展，堅持市場化方向是電價改革的必由之路。應加快推動發(fā)用兩側絕大多數(shù)價格回歸市場交易、在市場競爭中形成；輸配等少數(shù)由政府管理的電價，在遵循價值規(guī)律、考慮供需關系基礎上形成。在改革過程中，推動電價管理向“定規(guī)則、建機制、當裁判”轉變，加快實現(xiàn)電價放開、減少對市場電價的干預。
（二）堅持系統(tǒng)性觀念
電價是電力工業(yè)上下游鏈條矛盾被動堆積和集中反映的環(huán)節(jié)，需堅持系統(tǒng)性觀念，統(tǒng)籌推進“源網(wǎng)荷儲”各環(huán)節(jié)電價改革，努力形成政策合力。特別是隨著電力市場化改革深入推進，電價改革日益與電力規(guī)劃、市場交易、調度運行等環(huán)節(jié)深度交織耦合，電價改革需整體謀劃，形成綜合解決方案。應重點構建電價與電力規(guī)劃協(xié)同互動的良好格局，一方面，積極創(chuàng)新完善電價機制，更好地保障和牽引國家重大戰(zhàn)略及規(guī)劃任務落地見效；另一方面，“規(guī)劃科學是最大的效益”，注重發(fā)揮電價特別是市場電價信號對規(guī)劃的引導作用，統(tǒng)籌提升規(guī)劃方案國民經(jīng)濟性和市場經(jīng)濟性，實現(xiàn)“能源流、電力流、經(jīng)濟流”三流合一。
（三）堅持漸進式推進
76年改革實踐證明，電價改革需堅持統(tǒng)籌協(xié)調、循序漸進，處理好改革、發(fā)展與穩(wěn)定，以及目標、過程與手段的關系。特別是在改革過程中，厘清政府定價和市場定價的邊界，更好地促進“有效市場”與“有為政府”有機結合；當前和近期，電力市場體系仍不健全，電力市場發(fā)育還不充分，政府有形之手可更加有度有效，通過加快電價機制改革，協(xié)同推進電力市場建設發(fā)展，促進新質生產(chǎn)力培育壯大，更好地引導電力資源優(yōu)化配置；未來中長期，電力市場體系健全完善、運行成熟，充分理順政府和市場的關系，讓市場“無形之手”發(fā)揮決定性作用。
電價體系前景展望及實施路徑
縱覽世界各國電價制度，并無先進電價體系的標準模式、典型設計，各國均結合實際進行了針對性改造完善，評價標準在于是否有利于理順相關各方經(jīng)濟關系，引導電力資源優(yōu)化配置，更好地服務電力工業(yè)和經(jīng)濟社會發(fā)展。適應我國新型電力系統(tǒng)發(fā)展的新形勢，未來我國應加快構建科學規(guī)范、治理完善、系統(tǒng)完備、運行高效的電價體系，充分發(fā)揮體現(xiàn)供需變化、發(fā)現(xiàn)成本價值、釋放時空信號、反映環(huán)境屬性、引導電力投資、增強需求彈性、調動系統(tǒng)靈活性、推動源網(wǎng)荷儲互動融合、支持科技創(chuàng)新升級、促進綠色均衡協(xié)調發(fā)展等多重價格杠桿功能，最大程度引導電力資源優(yōu)化配置。
（一）上網(wǎng)環(huán)節(jié)
1.前景展望
上網(wǎng)環(huán)節(jié)是“放開兩頭”中的一頭，總體屬于競爭性領域。我國將形成包括電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、容量市場等細分市場，涵蓋電能量、輔助服務、容量、輸電權等完備交易品種的多層次協(xié)同高效電力市場體系，同步全面放開上網(wǎng)電價，最大限度還原電力商品屬性，通過市場化交易科學反映各類主體提供的各類電力產(chǎn)品服務的多元功能價值，構建以電能量價值、輔助服務價值、容量價值為主的“三位一體”收益體系。
2.實施路徑
不斷放開具備競爭條件的上網(wǎng)電價，建立健全不同類型電源同臺競價機制，充分發(fā)揮市場機制作用，促進上網(wǎng)電價合理形成。持續(xù)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，推動新能源發(fā)電通過電力市場發(fā)現(xiàn)電能量價值，通過綠證綠電碳市場合理補償環(huán)境價值。綜合考慮不同代際核電技術差異、各地市場建設進程，完善統(tǒng)一的核電價格機制，合理把握各類機組入市節(jié)奏、方式。推動水電、氣電等各類電源平穩(wěn)有序入市。在保障全國電力流格局總體穩(wěn)定前提下，優(yōu)化完善跨省跨區(qū)送電市場化價格形成機制，更好地發(fā)揮省間送電保供應和調結構的功能。暫不具備放開條件的，可階段性實行政府定價、政府指導價，或通過政府授權合約等手段調節(jié)市場收益。健全輔助服務市場價格機制，促進輔助服務價格合理形成。以容量電價機制起步，加快建立覆蓋各類靈活調節(jié)電源的容量補償機制，保障系統(tǒng)可靠容量長期充裕度。在電力市場體系規(guī)范運行情況下，逐步加強市場價格規(guī)則頂層設計和調控監(jiān)管，科學設定市場交易限價，防范應對市場價格異常波動，保持市場價格總水平基本穩(wěn)定。
（二）輸配環(huán)節(jié)
1.前景展望
輸配環(huán)節(jié)處于產(chǎn)業(yè)鏈“中間”，屬于網(wǎng)絡型自然壟斷環(huán)節(jié)，實行嚴格政府定價。全面確立科學先進、水平合理、監(jiān)管有力的現(xiàn)代化輸配電價監(jiān)管體系，結構清晰、比價合理、繁簡適當?shù)妮斉潆妰r分類結構體系健全完善，區(qū)域電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項工程、微電網(wǎng)（增量配網(wǎng)）多層級輸配價格銜接有序、協(xié)同互補、運轉高效，達到與歐美國家相當?shù)南冗M監(jiān)管水平，政府定價領域供給效率大幅提升。
2.實施路徑
一方面，完善激勵約束相容的輸配電價定價和監(jiān)管機制?？茖W優(yōu)化核價效率約束指標，完善新增投資與預測電量評估認定機制，推動核價理念由“效率優(yōu)先、兼顧公平”向“效率公平并重”轉變，促進電網(wǎng)企業(yè)降本增效和提升服務保障能力。建立健全省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)準許收入清算制度，強化準許收入監(jiān)管，實現(xiàn)政府從“管價格”向“管收入”轉型。另一方面，創(chuàng)新輸配電價形態(tài)、結構及模式。理順省級電網(wǎng)輸配電價結構，優(yōu)化輸配電價形式。探索引入“峰荷責任法”等定價方法、逐步提升容（需）量電價占比及執(zhí)行范圍，推動輸配電價由“按電量收費”更多向“按電力收費”轉變，引導用戶提升自平衡能力。探索引入發(fā)電接入價，科學引導電源優(yōu)化布局。探索對資源稟賦相近、經(jīng)濟水平相當?shù)氖》莺硕ǘ嗍〗y(tǒng)一輸配電價，暢通區(qū)域電力要素循環(huán)流通，更好地服務區(qū)域發(fā)展戰(zhàn)略，助力統(tǒng)一電力市場體系發(fā)展。提升跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機制靈活性，推動輸電價格由單一電量制電價逐步向兩部制電價、單一容量制電價轉變，探索按構建共用網(wǎng)絡、整體電力流向等打捆核定多通道統(tǒng)一輸電價格，促進電力資源在更大范圍內優(yōu)化配置。完善微電網(wǎng)（增量配電網(wǎng)）價格機制，理順“大小網(wǎng)”間利益關系，促進“大小網(wǎng)”兼容互補發(fā)展。創(chuàng)新完善支持新能源就近消納的輸配電價機制，釋放新模式新業(yè)態(tài)發(fā)展活力。
（三）用電環(huán)節(jié)
1.前景展望
用電環(huán)節(jié)是“放開兩頭”中的另一頭，總體屬于競爭性領域。用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成，用戶分類簡并為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)用電三類。在電力零售市場成熟穩(wěn)健運行的基礎上，所有電力用戶的用電價格放開并通過市場化交易合理形成，科學體現(xiàn)不同用戶供電成本、用電特性等差異，推動用戶公平承擔系統(tǒng)責任義務。公益性用戶用電價格也在政府監(jiān)管下通過市場化方式形成。
2.實施路徑
完善電網(wǎng)代理購電制度，加強代理購電制度與電力市場統(tǒng)籌銜接，逐步縮小代理購電規(guī)模，積極培育電力零售市場，強化零售市場監(jiān)管，推動更多工商業(yè)用戶直接參與電力市場交易。完善工商業(yè)峰谷分時電價機制，適應電力現(xiàn)貨市場建設發(fā)展，基于現(xiàn)貨市場逐步形成市場化分時電價。完善居民階梯電價制度，推廣居民分時電價機制，注重“先行建立機制、逐步調整到位”，推動交叉補貼改“暗補”為“明補”，探索建立電力普遍服務基金，逐步妥善解決電價交叉補貼問題。規(guī)范系統(tǒng)運行費科目設置與費用分攤方式，加強系統(tǒng)運行費監(jiān)測監(jiān)管，促進用戶合理共擔系統(tǒng)平衡成本。健全電力零售市場價格規(guī)則，規(guī)范零售市場價格行為，提升零售側價格信息透明度、電價套餐科學性，促進市場價格信號有效傳導至終端用戶。
相關建議
（一）加強頂層設計
建議深入研究論證構建適應新型電力系統(tǒng)的電價體系的頂層設計，推動國家層面制定出臺未來電價體系構建專項文件，明確體系設計、形態(tài)模式、實施路徑、推進節(jié)奏等，并在“十五五”規(guī)劃中細化階段性目標任務，為下一步改革完善電價體系提供科學指引。
（二）開展先行試點
構建適應新型電力系統(tǒng)的電價體系是一項長期性系統(tǒng)性工程，難以一蹴而就，需要在實踐中不斷總結經(jīng)驗、完善方案。建議“十五五”期間優(yōu)選改革需求迫切、改革條件較好的省份先行開展試點建設，形成可供參考和借鑒的藍本，“由點及面”，成熟后向全國推廣。
（三）實施監(jiān)測評估
建議充分運用數(shù)字化、智能化手段，組織建設全國電價監(jiān)測評估預警平臺，對各地電價體系完善、電價改革推進等情況，以及各環(huán)節(jié)電價運行水平、電價異常波動等開展動態(tài)監(jiān)測評估預警，厘清面臨的問題和掣肘，提出針對性政策措施建議，為國家后續(xù)出臺重大電價改革政策提供專業(yè)支撐和決策參考。
