中国储能网讯：近日，国家发展改革委等六部委发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源〔2024〕1537号）提到，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段引导电力用户调整用电行为。

  大约一年前，国家能源局专门就促进新型储能发展发布的文件——《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》也提到，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段。

  建设新型电力系统，一方面，需要大量调节性资源“进场”；另一方面，新能源发电特性可能带来“零电价”“负电价”，这些都对现货市场提出了扩大限价区间的需求。利用电力现货市场促进储能、虚拟电厂等新主体发展已成国家政策设计的主要方向之一，但面对随之而来的价格波动和可能出现的总体价格上涨，地方往往显得更为谨慎。

  2024年4月，湖北省发展改革委、湖北省能源局发布《2024年降低全省工商业用户用电成本工作推进方案》，提出推动上游主体和下游用户共同参与降成本，争取显性成本和隐性费用同步下降，确保2024年降低湖北省工商业用户用电成本50亿元。

  2024年7月，江西省发展改革委组织江西省能源局、电网企业相关专业人员开展电力政策宣讲，帮助企业用好电价政策，促进降本增效。具体措施包括完善优化电价政策、推动降低煤电上网电价、降低上网环节线损费用、争购省外低价电力等。

  在经济转型面临结构性调整压力时，降低电价依然是各地的重要诉求。

  除此之外，什么样的限价区间是合理的，限价依据是什么，一直是业内讨论的焦点。有观点认为，应该引入“失负荷价值”的概念来定价，即将由电力供应不足导致的经济损失进行量化。也有观点认为，还是应当以不显著推高整体电价水平为原则制定限价区间，不宜出现“发一天电收回全年成本”的高电价。

  在日前举办的第二届通州·全球发展论坛分论坛“新能源与全球气候议程”上，中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任黄少中认为，无论是能源转型还是新型能源体系构建，都会增加不少成本，如何消化和传导，最终的销售电价上不上调，将是未来面临的一大挑战。

  从消费端入手，早前由中国人民大学应用经济学院、南方电网公司北京分公司、《南方能源观察》杂志社联合举办的主题圆桌研讨会提出了“标准电”的概念，为终端电力设定标准，评价维度可能包括供给稳定性、电能质量、清洁程度等，并为“标准电”定价。而通过怎样的方式生产标准或高于标准的产品（如可靠性极高的电力），把具体选择权交给市场，将大幅提高经济效率。

  中国人民大学应用经济学院教授宋枫在会上提出，和新型电力系统相似，经济系统中也有很多的不确定，而应对不确定性的市场化方式也很成熟，包括多元化、保险、风险池等，这些措施为电力市场建设提供了借鉴。例如，当新能源渗透率不断提高，而新能源发电企业无法提供“标准电”时，系统不确定性增强，可以自己配储能、源网荷储多元化、和其他企业互保，还可以系统聚合，从而保证输给电网的是“标准电”。