中国储能网讯：在“双碳”目标背景下，国家加快推动清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统构建，电价机制改革面临新形势新任务新要求。改革完善与新型电力系统相适应的电价体系是一项系统工程，有待加强顶层设计和整体谋划，强化各环节改革系统性研究。本文梳理了我国电价体系历史沿革，总结了电价改革取得的成效和面临的挑战，研判了未来电价改革方向，展望了电价体系发展前景及实施路径，并提出配套政策和措施建议。相关研究成果可为完善适应新型电力系统的电价体系提供借鉴与参考。

我国电价体系历史沿革

中华人民共和国成立以来，电价制度始终与电力工业发展同呼吸共命运，其发展沿革与当时的基本国情、经济体制、资源禀赋、产业结构、市场设计等紧密关联。电价体系涵盖发、输、配、售各环节，总体改革方向是推动分环节科学形成价格，放开竞争性环节电价，政府定价范围主要限定在网络型自然垄断环节。按此，我国电价体系发展大致分为四个阶段，分别以建立目录销售电价、制定上网电价、引入市场竞争定价、单独核定输配电价为标志节点。

（一）全国性电价体系初步建立（1978年之前）

1949—1951年，国民经济稳定恢复时期，电力工业和电价管理由省级政府负责。1952—1978年，计划经济时期，从1952年国家上划电力企业资产和1953年执行第一个五年计划开始，直至1978年实行改革开放，我国电力工业由国家所有、政企合一，受中央政府部门垂直管理，电价政策由中央政府统一制定；特别是1965年，国家颁布《电、热价格》，全国基本实现了统一的目录销售电价，电价按用户用电性质和行业属性分为照明、大工业、非工业和普通工业、农业生产四类，初步形成了我国的销售电价体系。后续销售电价政策的改革和调整，基本上是对该体系的完善。

（二）电价政策体系完善和调整（1979—2001年）

1978年，党的十一届三中全会开启了改革开放伟大进程，随着改革开放的不断深入，国民经济迅速发展，带动电力工业快速发展，也有力推动了电价政策的改革完善。1979—1984年，为了满足社会发展对电力供应的需要，国家相应调整电价政策。1985—1994年，在中央政府“一家办电”的基础上，运用电价机制促进“集资办电”，满足社会用电需要。其中，1985年，国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，提出由原来的中央政府“一家办电”改革为“多家办电”形式，并实行多种电价制度，明确对集资兴建的电厂实行还本付息电价。还本付息电价执行中一般以个别成本为基础，形成“一厂一价”定价结果。1995—2001年，在“集资办电”政策基础上，进一步对各种电价政策进行规范管理。其中，1997年，组建国家电力公司、实行“政企分离”，并以经营期电价取代还本付息电价，将核价模式改为按社会平均先进成本定价，有效减轻了电力项目投资初期的电价需求压力。

（三）电价市场化改革起步与过渡（2002—2011年）

2002年，国家发布《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》，第一轮电力体制改革启动，电力工业进行了以引入市场竞争机制为特征的电力管理体制与运营模式改革，并以“厂网分开”作为改革主线内容。2002—2006年，随着电力体制改革方案出台，根据电力市场建设计划，2003年国家出台了电价改革方案，并在发电侧开展电力市场试点运行。2004年，在经营期电价政策基础上，国家推出了煤电标杆电价政策，改变了按个别成本“一厂一价”的事后定价模式，通过事前制定标杆价格，发挥电价引导资源优化配置的信号作用。2006—2011年，在相关市场试点暂停运行背景下，持续规范和完善电价机制，在继续执行管制电价基础上，尽可能在各个环节引入市场竞争定价机制。这一阶段，初步提出了输配电价的概念，并出台了跨区跨省专项工程输电价格政策和大用户直购电输配电价政策，但并未单独核批省级电网输配电价。

（四）新时代全面深化电价改革（2012年至今）

党的十八大以来，全面深化电价机制改革向整体和纵深推进。2015年，国家出台《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，新一轮电力体制改革启动，明确按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进电价改革。自此，电力市场加快建设发展，电价机制改革协同推进、提速加力。在中间环节，沿着“破冰—扩围—推开—巩固—提升”的改革路径，着力推进输配电价改革。2014年选择深圳电网和蒙西电网，率先开展输配电价改革试点；2015年迅速将试点扩大至安徽、云南、贵州、湖北、宁夏5个省级电网；2016年将改革覆盖其余省级电网；2017年完成第一监管周期输配电价核定；2020年完成第二监管周期输配电价改革，进一步巩固完善改革成果；2023年完成第三监管周期输配电价改革，取得一系列重大突破，为推动电网经营模式从获取购销价差向收取输配电费转型迈出了关键一步。过程中注重建章立制，制修订成本监审办法和区域电网、省级电网、跨省跨区专项工程、地方电网及增量配网定价办法的“1+4”政策框架，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心、具有中国特色的现代化输配电价监管体系。两头环节，有序推进上网侧、销售侧电价放开。2021年，国家进一步深化煤电上网电价市场化改革，将作为上网环节“定价之锚”的煤电电量全部放开，在合理范围内由市场形成价格，并相应推动工商业用户进入市场、取消执行数十年之久的工商业目录销售电价，“放开两头”实现质的突破；2025年，国家深化新能源上网电价市场化改革，进一步推动新能源上网电量全部进入电力市场，同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，构建了近80%发电容量、80%发电量、80%售电量进入电力市场的“三个80%”格局，电力市场化改革迈入“快车道”。

电价改革取得的成效和面临的挑战

（一）取得的成效

76年电价改革，历经艰辛探索、大胆实践，取得了举世瞩目的巨大成就。

1.电价改革显著增强了电力工业发展动力

电力是经济发展的先行官。电价改革充分调动了电力系统发、输、配、售各环节的积极性和创造性，大幅提高了各类电力服务的供给能力和服务质量，彻底改变了曾经的电力供应短缺状况，更好满足人民日益增长的美好生活需要；有力推动了国内国际两个市场、两种资源的对接，为我国吸引外资、引进国外先进技术和管理经验创造了有利的体制政策环境，更为我国强化科技自主创新、加快电力工业走向世界创造了条件，助力电力工业实现从“跟跑”到“并跑”，再到“领跑”的跨越式发展。

2.电价改革有力支撑了经济社会平稳运行

电价事关国计民生，一头连着宏观经济，另一头连着千家万户。电价改革始终坚持正确处理改革、发展与稳定的关系，综合权衡促改革、稳电价、调结构、惠民生、防风险等各种因素，为保障宏观经济平稳运行和社会稳定做出了突出贡献。特别是近年来国际形势错综复杂，许多国家深陷能源危机，能源电力价格飙涨，危及经济运行和民生稳定。在此背景下，我国适时深化能源电力价格机制改革，理顺上下游经济关系，有力支撑了电力“保供稳价”。

3.电价改革加快推动了市场体系建设完善

电价改革是电力市场化改革的核心和牵引，极大地优化了资源配置，允许电力主体自主参与市场定价过程，以价格竞争为代表的市场竞争格局逐步强化，加快了多层次协同高效电力市场体系发育进程，各类电力产品和服务从“无”到“有”、从“有”到“优”，电力市场日益在电力资源优化配置中发挥决定性作用，促进了产业结构调整升级，增强了科技创新动力，有效释放了市场活力，推动了电力工业高质量发展。

76年的电价改革历程，积累了宝贵的改革经验，为进一步深化电价改革奠定坚实基础。

（二）面临的挑战

当前和未来一段时期，为实现碳达峰碳中和目标，国家加快建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，电价改革面临新形势新挑战。

1.未来终端用能成本上涨将导致电价改革持续承压

一是能源内在资源禀赋不足。我国“富煤、贫油、少气”，能源资源和消费中心呈逆向分布，能源资源先天禀赋不足，水电、核电、气电等可靠清洁能源开发利用面临站址资源、成本造价、消纳条件等多方面约束，需加快建设风电、光伏等新能源发电，以推进能源绿色转型。

二是系统平衡成本持续上升。未来新能源将逐步成为新型电力系统中绿色电力供应的主力军，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，电力供需实时平衡和安全稳定运行难度较大，对系统灵活调节能力提出更高要求，未来电网改造、抽水蓄能、新型储能、需求响应等平衡调节成本将持续快速上升。目前，抽水蓄能容量电费等系统平衡成本随系统运行费向用户疏导，预计系统运行费水平未来将超过输配电价，仅次于上网电价。

三是外部减碳成本转移堆积。我国从碳达峰到碳中和的时限仅30年，低于发达国家时间周期（约70年）。我国碳减排总量大、时间短，工业、交通等相关领域将“煤改电”“油改电”“气改电”等清洁能源电能替代措施作为减碳手段，全社会减碳成本将逐步向电力领域转移集聚。

综合来看，未来终端用能成本将呈持续上涨趋势，由于用户侧经济承受能力有限，出台电价政策的操作空间将受到挤压，对后续电价改革提出更高要求。

2.科学反映电力要素功能价值的信号作用有待增强

在上网环节，在构建新型电力系统背景下，各类电源加快功能转型，提供电力产品，其价值不断丰富和细化。例如，煤电等化石电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，发电利用小时数逐步下降，其容量支撑和灵活调节价值日益凸显。但目前各类电源上网电价主要执行单一电量电价制，通过“多发满发”方式“回收成本、获取收益”，既不利于构建上网环节多元化收益体系，也不利于充分发挥各类电源功能效益。

在输配环节，目前我国省级电网输配电价主要针对大用户（一般315千伏安及以上）执行两部制价格，跨省跨区专项工程输电价格基本执行单一制电量电价。与欧美国家相比，我国输配电价特别是输电价格中容（需）量电价占比偏低，“按电量计费”模式难以有效体现电网为保障用户即时用电而大量形成的固定投资，既不利于用户科学分摊输配电成本和引导用户优化用电行为，也不利于理顺“大小网”利益关系。

在用电环节，多年来我国对居民、农业用电执行较低水平的电价政策，低于实际供电成本部分，通过电价交叉补贴方式，由工商业用户承担。交叉补贴的存在，一定程度扭曲了电价结构，使用电价格未与用户行业属性、用电特性等充分匹配，既不利于体现用户真实供电成本差异，也不利于促进各类用户公平承担系统责任。

3.引导资源优化配置激励约束杠杆功能未充分发挥

一是不利于保障系统可靠容量长期充裕。当前，国家仅针对煤电出台了容量电价政策，未建立覆盖各类调节资源的发电侧容量成本补偿机制。由于煤电发电量占比仍高达55%左右，出台煤电容量机制电价长期来看会一定程度引导电能量市场价格下行；特别是在现货市场边际成本报价模式下，其他部分电源固定成本回收可能存在风险。有待健全完善发电侧容量成本补偿机制，体现各类灵活调节资源的可靠容量及系统贡献差异，保障系统可靠容量长期充裕。

二是不利于巩固和扩大资源跨省区优化配置。随着电力市场建设深入推进、各地电力供需形势变化等，各地对跨省跨区送电特别是“西电东送”等国家指令性计划、政府间协议送电的季节性安排、送电曲线、时段价格要求越来越高，频繁出现“送端高峰不给、受端低谷不要”的矛盾。此外，随着煤电发电成本上升和价格合理放开，送受双方在送电价格上出现分歧，组织协调难度显著增大，2022年年度交易中出现了西北、东北外送规模大幅缩减的情况。

三是不利于电网企业长期平稳运行和高质量发展。一方面，现行与电量相关的核价效率约束指标难以充分适应未来电网投资运营发展形势。例如，为保障电网企业新增投资能力，区域、省级电网输配电价核定中提前纳入了预计新增投资影响，明确预计新增固定资产基于提高投资效率的要求，按不高于历史单位电量固定资产的原则核定（重大政策性投资除外）；在新型电力系统构建背景下，支撑新能源消纳相关接入工程、网架补强、升级改造等投入将大幅增加，单位投资带来的电量增长效应逐步下降。跨省跨区专项工程核价时，按照利用小时数不低于4500小时核定电量电价，难以充分适应沙戈荒基地外送等未来外送通道主要输送清洁能源、功能定位由保供应向保供应调结构并重转型的发展趋势。另一方面，尚未对区域、省级电网输配电价对应准许收入执行情况进行清算。输配电价核定发布后，电网运营中实际发生的投资和销售电量增长，可能与核价时预计水平存在较大偏差；由于未对电网实际回收准许收入的盈缺开展清算并及时分享补偿，不利于激励约束电网企业提升经营效益和发展质效，更好地促进降本增效。

四是不利于充分释放负荷侧资源巨大调节潜力。近年来，居民用电快速增长，成为尖峰负荷主要成因，系统尖峰保障难度日益增大。以国家电网经营区为例，2024年迎峰度夏期间最大负荷为11.8亿千瓦，居民用电约占1/4，其中，降温负荷是主要成因，最大达3.7亿千瓦，居民用电贡献度约为2/3。相比于工商业用户已全部入市，目前居民和农业用户仍执行目录销售电价，电价水平保持稳定，现行电价机制难以有效调动居民用户参与系统调节。加之仅部分省份出台了需求侧响应、可中断负荷等相关电价机制，需求侧调节潜力未有效释放。

五是不利于增强系统电能存储环节吞吐调节能力。未来新型电力系统形态将由传统的“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。特别是随着新能源渗透率逐步提升，系统对储能调节能力的需求将从日内调节逐步向跨日、跨周、跨季调节转变。有待健全完善储能价格机制，促进储电、储热、储气（氢）等多元化全周期储能加快发展、协同运行，引导电力系统存储环节增强吞吐调节能力。

4.促进协调均衡可持续发展的电价机制仍有待完善

一是有待建立健全促进主体间平衡协同发展的电价机制。各地资源禀赋、装机结构差异较大，不同电源机组成本特性、入市进程也不同，后续推进电价市场化改革过程中面临高、低价机组“同台竞价”的突出矛盾。在电力市场边际出清模式下，高价电源直接入市将成为新的边际机组，带动各类电源市场出清价格整体上扬，不利于终端用电价格稳定；低价电源直接入市，市场出清价格一般明显高于机组原有政府定价水平，使机组获得超额市场收益。特别是许多地区暂未放开的低价优先发电资源，历史上先后由全体用户分享和优先匹配居民、农业用电，发挥了保持所有用户用电价格稳定和保障基本民生等功能，如果直接放开由市场内部分用户获得，将影响其他用户的利益。上网电价放开过程中有待做好利益的协调平衡再分配，确保公平公正合理。

二是有待健全完善促进地区间协调均衡发展的电价机制。为促进电网平衡健康发展，目前国家在输配电价监管体系内初步建立了“东西帮扶”机制，在控制总体收益率的前提下，考虑东西部差异，对涉及互助帮扶的省级电网企业收益率可作适当调整。机制实施以来，对于由各种因素导致输配电价多年“应涨未涨”、当地电网企业经营发展存在困难的部分地区进行了有力支持和帮扶。但截至目前，该机制仍处于初步阶段，有待进一步健全，其政策“工具箱”也有待进一步丰富完善，以便加强与其他电价机制联动协同，更好地支持地区间电网协调发展。

三是有待探索建立促进统一市场体系发展的电价机制。为促进经济循环畅通无阻、加快构建新发展格局，2022年，国家出台《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》。电力行业迅速贯彻落实，进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要求加快建设全国统一电力市场体系。由于历史沿革，目前我国电网管理体制主要以“省为实体”，相应形成了市场建设运营“一省一策”，电价水平“一省一价”的格局，可能诱发地方保护、市场分割等倾向，加之个别省份电源企业市场份额较高，易出现封闭小市场、自我小循环等苗头，不利于消除跨省跨区交易市场壁垒，不利于加快区域、省间乃至全国市场建设。有待探索建立促进统一大市场体系发展的电价机制，支持电力要素资源在更大范围内顺畅流动、优化配置。

四是有待健全完善促进绿色可持续发展的电价机制。2009年以来，我国建立健全风电、光伏标杆电价机制，为新能源行业发展注入了强劲动力。随着新能源造价快速下降，2021年进一步推动陆风、光伏全面实现平价上网。截至2024年，新能源市场化电量平均比例超过50%，但仍有一半左右的新能源电量执行保量保价收购，未通过市场交易形成价格，不利于电力市场发现真实价格信号；此外，在保量保价方式下，其他调节性资源为新能源消纳提供的支撑调节服务难以有效回收成本，随着新能源发电规模日益增长，不利于其他调节性电源平稳健康运行。2025年初，国家深化新能源上网电价市场化改革，以类似“政府授权差价合约”形式推动新能源全面参与市场，对保障范围内的电量实行差价结算。长远来看，仍有待持续完善促进绿色可持续发展的电价机制，科学反映新能源波动性和间歇性带来的负外部性，充分补偿新能源绿色环境属性带来的正外部性，逐步推动生态环境成本纳入经济运行成本，切实发挥好电价杠杆服务绿色发展的作用，促进全社会共担能源绿色转型。

5.改革中需关注颠覆性技术和新质生产力的培育

一是有待营造创新技术比选应用良好机制环境。为应对高比例新能源带来的安全挑战，新型电力系统“源网荷储”各侧将积极应用先进创新技术甚至重大颠覆性技术进行改造革新，例如，可控核聚变技术、直流组网、超导输电技术等。相比于传统技术，各类创新技术一般投资造价较为高昂，加之常有多种技术路线和可替代方案，技术迭代的沉没成本高，有待建立市场化价格机制或形成市场化价格信号，通过竞争性方式“好中选优”，相应完善创新技术成本疏导模式和途径，确保各方主体经济可承受，实现技术创新与经济高效的融合。

二是有待理顺新模式新业态面临的体制机制掣肘。未来新型电力系统结构形态将迎来深刻变革和重塑。例如，既消费电能又生产电能的电力用户“产销者”大量涌现，成为系统重要的平衡调节参与力量；“分布式”与“大电网”兼容互补，实现“电从远方来”和“电从身边来”相辅相成。相关新模式新业态落地仍面临体制机制方面的掣肘，有待健全相关电价机制，更好地促进新质生产力培育壮大。

未来电价改革方向

电价等配套政策与体制机制，是构建新型电力系统的制度保障。在未来构建新型电力系统过程中，需注重发挥电价改革的关键引导作用，准确把握以下改革方向：

（一）坚持市场化方向

价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键。在未来新型电力系统中，微电网、车网互动、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体大幅增加，经济关系愈加复杂，能量价值、时空价值、调节价值等价格维度空前扩展，坚持市场化方向是电价改革的必由之路。应加快推动发用两侧绝大多数价格回归市场交易、在市场竞争中形成；输配等少数由政府管理的电价，在遵循价值规律、考虑供需关系基础上形成。在改革过程中，推动电价管理向“定规则、建机制、当裁判”转变，加快实现电价放开、减少对市场电价的干预。

（二）坚持系统性观念

电价是电力工业上下游链条矛盾被动堆积和集中反映的环节，需坚持系统性观念，统筹推进“源网荷储”各环节电价改革，努力形成政策合力。特别是随着电力市场化改革深入推进，电价改革日益与电力规划、市场交易、调度运行等环节深度交织耦合，电价改革需整体谋划，形成综合解决方案。应重点构建电价与电力规划协同互动的良好格局，一方面，积极创新完善电价机制，更好地保障和牵引国家重大战略及规划任务落地见效；另一方面，“规划科学是最大的效益”，注重发挥电价特别是市场电价信号对规划的引导作用，统筹提升规划方案国民经济性和市场经济性，实现“能源流、电力流、经济流”三流合一。

（三）坚持渐进式推进

76年改革实践证明，电价改革需坚持统筹协调、循序渐进，处理好改革、发展与稳定，以及目标、过程与手段的关系。特别是在改革过程中，厘清政府定价和市场定价的边界，更好地促进“有效市场”与“有为政府”有机结合；当前和近期，电力市场体系仍不健全，电力市场发育还不充分，政府有形之手可更加有度有效，通过加快电价机制改革，协同推进电力市场建设发展，促进新质生产力培育壮大，更好地引导电力资源优化配置；未来中长期，电力市场体系健全完善、运行成熟，充分理顺政府和市场的关系，让市场“无形之手”发挥决定性作用。

电价体系前景展望及实施路径

纵览世界各国电价制度，并无先进电价体系的标准模式、典型设计，各国均结合实际进行了针对性改造完善，评价标准在于是否有利于理顺相关各方经济关系，引导电力资源优化配置，更好地服务电力工业和经济社会发展。适应我国新型电力系统发展的新形势，未来我国应加快构建科学规范、治理完善、系统完备、运行高效的电价体系，充分发挥体现供需变化、发现成本价值、释放时空信号、反映环境属性、引导电力投资、增强需求弹性、调动系统灵活性、推动源网荷储互动融合、支持科技创新升级、促进绿色均衡协调发展等多重价格杠杆功能，最大程度引导电力资源优化配置。

（一）上网环节

1.前景展望

上网环节是“放开两头”中的一头，总体属于竞争性领域。我国将形成包括电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等细分市场，涵盖电能量、辅助服务、容量、输电权等完备交易品种的多层次协同高效电力市场体系，同步全面放开上网电价，最大限度还原电力商品属性，通过市场化交易科学反映各类主体提供的各类电力产品服务的多元功能价值，构建以电能量价值、辅助服务价值、容量价值为主的“三位一体”收益体系。

2.实施路径

不断放开具备竞争条件的上网电价，建立健全不同类型电源同台竞价机制，充分发挥市场机制作用，促进上网电价合理形成。持续深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源发电通过电力市场发现电能量价值，通过绿证绿电碳市场合理补偿环境价值。综合考虑不同代际核电技术差异、各地市场建设进程，完善统一的核电价格机制，合理把握各类机组入市节奏、方式。推动水电、气电等各类电源平稳有序入市。在保障全国电力流格局总体稳定前提下，优化完善跨省跨区送电市场化价格形成机制，更好地发挥省间送电保供应和调结构的功能。暂不具备放开条件的，可阶段性实行政府定价、政府指导价，或通过政府授权合约等手段调节市场收益。健全辅助服务市场价格机制，促进辅助服务价格合理形成。以容量电价机制起步，加快建立覆盖各类灵活调节电源的容量补偿机制，保障系统可靠容量长期充裕度。在电力市场体系规范运行情况下，逐步加强市场价格规则顶层设计和调控监管，科学设定市场交易限价，防范应对市场价格异常波动，保持市场价格总水平基本稳定。

（二）输配环节

1.前景展望

输配环节处于产业链“中间”，属于网络型自然垄断环节，实行严格政府定价。全面确立科学先进、水平合理、监管有力的现代化输配电价监管体系，结构清晰、比价合理、繁简适当的输配电价分类结构体系健全完善，区域电网、省级电网、跨省跨区专项工程、微电网（增量配网）多层级输配价格衔接有序、协同互补、运转高效，达到与欧美国家相当的先进监管水平，政府定价领域供给效率大幅提升。

2.实施路径

一方面，完善激励约束相容的输配电价定价和监管机制。科学优化核价效率约束指标，完善新增投资与预测电量评估认定机制，推动核价理念由“效率优先、兼顾公平”向“效率公平并重”转变，促进电网企业降本增效和提升服务保障能力。建立健全省级电网、区域电网准许收入清算制度，强化准许收入监管，实现政府从“管价格”向“管收入”转型。另一方面，创新输配电价形态、结构及模式。理顺省级电网输配电价结构，优化输配电价形式。探索引入“峰荷责任法”等定价方法、逐步提升容（需）量电价占比及执行范围，推动输配电价由“按电量收费”更多向“按电力收费”转变，引导用户提升自平衡能力。探索引入发电接入价，科学引导电源优化布局。探索对资源禀赋相近、经济水平相当的省份核定多省统一输配电价，畅通区域电力要素循环流通，更好地服务区域发展战略，助力统一电力市场体系发展。提升跨省跨区专项工程输电价格机制灵活性，推动输电价格由单一电量制电价逐步向两部制电价、单一容量制电价转变，探索按构建共用网络、整体电力流向等打捆核定多通道统一输电价格，促进电力资源在更大范围内优化配置。完善微电网（增量配电网）价格机制，理顺“大小网”间利益关系，促进“大小网”兼容互补发展。创新完善支持新能源就近消纳的输配电价机制，释放新模式新业态发展活力。

（三）用电环节

1.前景展望

用电环节是“放开两头”中的另一头，总体属于竞争性领域。用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，用户分类简并为居民生活、农业生产及工商业用电三类。在电力零售市场成熟稳健运行的基础上，所有电力用户的用电价格放开并通过市场化交易合理形成，科学体现不同用户供电成本、用电特性等差异，推动用户公平承担系统责任义务。公益性用户用电价格也在政府监管下通过市场化方式形成。

2.实施路径

完善电网代理购电制度，加强代理购电制度与电力市场统筹衔接，逐步缩小代理购电规模，积极培育电力零售市场，强化零售市场监管，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易。完善工商业峰谷分时电价机制，适应电力现货市场建设发展，基于现货市场逐步形成市场化分时电价。完善居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制，注重“先行建立机制、逐步调整到位”，推动交叉补贴改“暗补”为“明补”，探索建立电力普遍服务基金，逐步妥善解决电价交叉补贴问题。规范系统运行费科目设置与费用分摊方式，加强系统运行费监测监管，促进用户合理共担系统平衡成本。健全电力零售市场价格规则，规范零售市场价格行为，提升零售侧价格信息透明度、电价套餐科学性，促进市场价格信号有效传导至终端用户。

相关建议

（一）加强顶层设计

建议深入研究论证构建适应新型电力系统的电价体系的顶层设计，推动国家层面制定出台未来电价体系构建专项文件，明确体系设计、形态模式、实施路径、推进节奏等，并在“十五五”规划中细化阶段性目标任务，为下一步改革完善电价体系提供科学指引。

（二）开展先行试点

构建适应新型电力系统的电价体系是一项长期性系统性工程，难以一蹴而就，需要在实践中不断总结经验、完善方案。建议“十五五”期间优选改革需求迫切、改革条件较好的省份先行开展试点建设，形成可供参考和借鉴的蓝本，“由点及面”，成熟后向全国推广。

（三）实施监测评估

建议充分运用数字化、智能化手段，组织建设全国电价监测评估预警平台，对各地电价体系完善、电价改革推进等情况，以及各环节电价运行水平、电价异常波动等开展动态监测评估预警，厘清面临的问题和掣肘，提出针对性政策措施建议，为国家后续出台重大电价改革政策提供专业支撑和决策参考。