电价改革是推动电力市场化改革和维持宏观经济平稳运行的关键因素。以新能源占比不断提升为特征的新型电力系统建设将带来“源网荷储”各环节成本上涨，这些新增成本需要通过电价改革进行有效疏导。
一、中国电价改革现状及未来方向
1.1 电价改革现状
中国电价改革在多个目标中调整锚点和寻找平衡，不仅关注如何引入竞争、提升效率和优化资源配置，也关注如何在保障电力安全稳定供应的前提下进一步提高新能源渗透率。从电价环节来说，发电环节主要针对不同电源的差异化上网电价，售电环节主要针对不同用电类型的差异化销售电价，输配电环节主要针对电网公司的输配电价。电价等式为：销售电价=上网电价+输配电价+系统运行费用+线损费用+政府性基金及附加。
1.2 电价改革未来方向
随着电力市场化改革的深入推进，电价形成机制将涉及从电能量价格、输配电价、系统运行费用到市场主体及交易类型的多重维度。未来的电价改革需要综合考虑供电稳定性与可靠性、市场化机制公平性与合理性，尤其要考虑社会经济承受能力。
二、低碳保供下电价形成及成本疏导面临的问题
2.1 煤电价格形成机制尚需优化
电煤价格动态变化下，煤电的基准价格未能及时更新，导致市场定价无法精确体现煤电的实际生产成本。当前的煤电市场化电价制度在成本疏导和利益平衡方面也存在不足，特别是在新型电力系统建设背景下，新旧发电主体间的利益关系需要更加明确的规定和系统性安排[2]。
2.2 新能源入市配套措施有待完善
随着新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源出力波动性和预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新能源参与市场。
2025年1月，国家发展改革委与国家能源局联合印发通知，提出风电、光伏发电上网电量全面进入电力市场，并提出采用类似政府授权差价合约（CFD）的新能源可持续发展价格结算机制，为新能源发展提供一定的保障，但实际推进仍需更加细化的落地措施支撑。新能源无差别全面市场化可能进一步加剧零电价或负电价问题。若机制电量规模设置过小，市场电价收益难以支撑新能源企业的生存发展，进而影响行业发展信心；若机制电量规模设置过大，市场价格又难以反映供需关系下新能源的真实价值、发挥经济性消纳的作用。如何因地制宜地设置新能源机制电量的规模与价格，对新能源投资布局、火电等其他电源和用户侧的发展都将产生深远的影响，且机制电量保障作为一项过渡政策，电量规模、机制电价等如何退坡也有待进一步明确。
此外，新能源全面入市后，除了电能量市场，如何参与辅助服务等其他市场、确保绿色价值收益也尤为重要。后续，要通过构建完整的新能源市场化体系，引导新能源企业优化投资布局，提升自主支撑能力，保障新能源的可持续发展。
2.3 输配电定价机制存在的问题
现行输配电价体系未能充分体现位置和时间差异，制约了新能源合理布局和电网资源利用效率。时间尺度上，输配电价对峰谷引导不足，无法动态匹配发用供需关系和反映输配电网络分时容量充裕度。空间尺度上，省级电网按电压等级执行相对统一的输配电价，未能很好地体现不同位置输配电资源的使用情况[5]。对于跨省跨区输电而言，目前采用的单一电量电价机制已难以适应高比例可再生能源跨省跨区专项输电需求。此外，我国输配电价体系存在一定的交叉补贴问题，高电压用户对低电压用户的补贴扭曲了实际供需关系。
2.4 系统成本认定与疏导存在的问题
目前，辅助服务成本主要由发电侧承担，而受益方包括电力系统多个环节的主体，成本分摊机制有待完善。辅助服务的定价与交易机制不足，市场交易品种较少、规模较小，难以全面体现其价值。此外，辅助服务地区定价规则不一致，部分地区价格偏高，影响市场公平性与效率。为疏导系统成本，需在全国范围内统一价格机制，扩充交易品种，扩大市场规模[3]。
容量成本主要补偿发电企业固定成本，对煤电尤为重要。现行煤电容量电价机制没有完全覆盖煤电机组，针对不同机组类型和不同省区的差异化价格机制有待建立完善；省际交易缺乏明确的容量补偿标准，存在交易纠纷风险；新型储能容量电价机制有待建立完善。
推动新型储能、虚拟电厂等新型主体发挥价值是应对新能源波动性的重要手段，但价格形成与成本疏导机制尚未成熟。火储联合调频盈利困难，市场竞争激烈，储能服务费资金池被迅速摊薄；用户侧储能发展存在峰谷价差较小、政策执行不稳定、成本回收较难的问题；源侧及网侧独立储能收益依赖容量租赁，模式不可持续 [4]；虚拟电厂收益模式单一，直接参与辅助服务的渠道和空间有限，传统的需求响应模式较大程度上依赖响应次数和地方政府补贴资金。
2.5 用户侧参与市场存在的问题
负荷资源市场价值尚未充分体现，主要通过激励型需求响应参与市场，但受交易品种单一、资金分摊机制不完善、价格传导不畅等问题制约。需优化价格与交易机制，推动负荷资源常态化参与市场。多元用户侧资源协同机制有待完善，统筹发挥不同类型资源优势，明确各方职责，探索创新协同机制，实现资源优化配置。
三、完善新型电力系统电价形成和成本疏导机制的政策建议
3.1 完善上网电价形成机制
火电方面，应合理调整基准价和浮动范围，在确保电力企业合理收益的同时促进市场竞争，平衡市场与政府作用。放宽中长期交易价格限制，增强价格弹性，同时基于火电功能定位的转变，优化辅助服务、容量补偿等价格机制，细化补偿标准，区分基础保障、调峰调频和极端备用等不同功能，构建差异化补偿体系，并明确支付标准和资金来源。
新能源方面，应持续优化新能源市场化机制，缩短交易周期，提高交易频率，更好适应新能源出力波动性、间歇性的特点，妥善安排机制电量电价规模和退坡进程。同时，要充分挖掘新能源电力的绿色价值，逐步替代机制电量电价的保障收益，有效疏导新能源企业成本。同时，碳市场较高的价格会一定程度上增强新能源电力的市场竞争力，促使用电企业增加新能源采购，实现用能低碳化和经济性。
其他灵活调节资源方面，优化各类辅助服务、容量电价形成机制，充分调动可调节资源主动参与系统调节积极性。对于储能、虚拟电厂等新型主体，加快研究探索与其特性相适应的辅助服务、容量价值评估体系，规范准入标准和细分市场品种，引导新型资源发挥调节价值。逐步推动辅助服务、容量补偿机制向多元化资源根据自身价值参与市场竞争过渡，即价格基于对系统安全运行的贡献程度或有效容量评估的基础上，通过市场竞争形成。
3.2 制定科学的输配电定价机制
协同电力市场建设，优化输配电价结构，反映输配电网的时间、空间价值。强化峰谷负荷责任，给予输配电价时间维度上的引导信号，缓解电网高峰压力和提高电网利用率。优化输配电价分区定价机制，合理引导电源、负荷的投资布局。研究探索将一些提升电网传输能力、灵活性的新型技术成本纳入输配电价回收范围，如在一些关键变电站提供容量支撑作用或在关键联络线应对扰动的电网替代型储能技术的应用，在经过必要性充分论证后考虑将成本纳入输配电价回收。
针对高比例可再生能源的跨省跨区输电通道，应公平考虑清洁能源特点，完善电网成本定价与监审制度，从单一电量电价制向容量与电量并行机制转型，建立价格调整与消纳能力协同机制。此外，在输配电价合理核算的基础上，细化用户类型，通过阶梯电价、分时电价和其他市场化手段引导差异化与合理化定价，逐步解决电价交叉补贴问题。
3.3 持续优化成本疏导机制
以“谁受益、谁承担”原则推动电力系统中各类主体合理承担生产成本和系统调节成本，重点明确不同市场品种对应的成本疏导主体与方式。
通过完善电能量市场疏导电能生产成本，成本分摊方主要为用户。例如，火电燃料价格和碳价波动带来的成本变化可通过在电能量市场报量报价传导到用户侧；新能源绿色价值也可以通过向用户强制分配可再生能源配额，倒逼用户采购绿电绿证分担绿色溢价。
通过辅助服务市场疏导系统调节成本，成本分摊方包括发电企业和用户侧各类主体，分摊方法由简单的发用侧按固定比例分摊，转向基于各类主体对系统的扰动程度分摊成本的模式，如按照市场成员偏离事先承诺的功率曲线等对系统带来的影响收费，鼓励市场成员主动实现自平衡。
通过容量补偿机制或容量市场疏导长期发电容量成本，成本疏导方主要为用户。在有效容量价值认定的基础上，容量成本补偿或容量市场拍卖所产生的费用，由市场化用户按用电量或容量需求等原则分摊。
3.4 用户侧有序参与市场
探索差异化市场策略，工业用户直接参与批发市场，商业用户通过售电公司代理和聚合模式参与，数据中心、充电桩等新兴负荷主体发挥灵活性价值，居民用户逐步引导参与零售市场。
统筹安全与发展，基于系统需求和负荷资源价值匹配，探索多元市场管理模式。加强电力市场数字化建设，降低参与门槛，促进需求侧响应和分布式资源整合。
3.5 更好地发挥政府作用
确保市场在资源配置中的决定性作用，优化交易和电价机制，强化跨省区电力交易监管。深化各类电力市场监管，引导制定完善监管措施。强化燃料成本监测。充分利用宏观政策拉动作用，推动政策创新和市场机制创新，促进新型电力系统建设。