5月15日，省级电网第三监管周期输配电价改革方案最终出台。此轮电价改革除核定输配电价之外，还进一步厘清了电价结构，整体上明确了工商业用户用电价格由“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，为全面衔接电力市场化交易提供了丰富“接口”：一方面是首次建立“系统运行费用”概念，明确系统运行费用包括辅助服务费、抽水蓄能容量电费等内容；另一方面是首次将上网环节线损费用独立于输配电价之外单列，并提出具备条件的地方由用户直接采购线损电量。
电价结构的进一步厘清，紧扣能源清洁低碳转型与电力市场化改革需要，不仅体现出此次改革的“问题导向”，也彰显了我国电价改革者的系统观念。具体来看：
一是明确了抽蓄容量成本的回收渠道，为落实抽蓄价格机制提供了制度保障。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），建立了“容量电费纳入输配电价回收”的机制，本次改革在抽蓄电站全面成本监审的基础上，明确抽蓄容量电费在输配电价外“单列”，各省所分摊的容量电费按年度备注在目录输配电价表下，真正落实了633号文的价格机制，为稳定抽蓄投资预期提供了制度保障。
二是系统运行费用为用户承担的公共成本提供了专门归集科目，有助于价格机制主动适应改革发展需要。此次改革将辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等纳入系统运行费用归集范围，具有重要的现实意义。一方面，目前辅助服务成本以发电侧“零和”为主，仅山东、山西等极少数省份向用户分摊了调频电力辅助服务费用。此次价格改革将“辅助服务费用”作为系统运行费用组成部分，明确了探索向用户分摊辅助服务费用的“公共”属性；另一方面，随着实现碳达峰碳中和目标背景下新型电力系统建设推进，对灵活性调节资源的需求加大，愈发要求价格机制相应创新。在此背景下，单独设置“系统运行费用”为适应这种变化提供了有力支撑。
三是单列上网环节线损费用，建立起适应市场化波动的电价结构。上网环节线损费用（简称“线损折价”）与上网电价相关，线损折价一般按照上网电价×核定线损率÷（1-核定线损率）计算确定。在原购销价差模式下，线损折价随输配电价回收，随着电力市场化深入推进，风电、光伏、新型储能等大量进入市场，将线损折价单列能够有效反映购电价格的波动情况。本次改革还要求，电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享，进一步提升了机制的适用性。
