中国电价机制改革是伴随电力工业市场化转型、能源结构调整与宏观经济高质量发展的核心制度变革，其核心逻辑是从计划经济时期的 “固定定价、交叉补贴” 向 “市场化定价、成本疏导、激励创新” 转型，最终服务于 “构建新型电力系统、保障能源安全、推动双碳目标” 三大战略。

从计划走向市场的蜕变

自2015年中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“电改9号文”）以来，我国电价机制改革踏上了从计划经济向市场经济转型的征程。

在此之前，电力行业长期处于“统购统销”模式，电价由政府统一制定，缺乏弹性，难以反映电力的真实成本与市场供需状况。

改革初期，重点聚焦于输配电环节，以“管住中间”为目标，通过“准许成本+合理收益”原则核定省级电网输配电价，打破了电网企业依靠“购销价差”盈利的旧有模式，使输配电价格结构趋于合理，功能定位更加清晰，为后续市场化改革奠定了基础。

与此同时，售电侧逐步开放，广东率先试点，多元售电主体开始涌现，中长期电力交易规则初步建立，市场化交易电量占比从2016年的17%迅速提升至2017年的26%，市场活力被初步激发。

随着改革的深入推进，燃煤发电上网电价改革成为关键。

2019年，国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将传统的燃煤发电标杆上网电价机制转变为“基准价+上下浮动”的市场化电价模式。

这一变革让燃煤发电企业开始直面市场竞争，电价得以根据市场供需和成本变化进行一定程度的波动。

2021年，政策进一步放开，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围±20%，高耗能企业电价不受限制，工商业用户全面进入市场，电网企业代理购电制度建立，成功引导6000万家中小工商业用户平稳融入市场交易体系。

2023年，为适应煤电功能向基础保障性与系统调节性电源的转型需求，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。

自2024年起实施煤电容量电价机制，将煤电价格体系由单一制升级为两部制，电量电价由市场调节，容量电价回收部分固定成本，有力推动了煤电行业的转型发展。

在新能源发电领域，电价机制也经历了重大变革。

早期，新能源发电依赖政府绿电补贴与标杆上网电价政策，随着产业规模的迅速扩张与技术进步，新能源度电成本大幅下降。

2025年1月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（“136 号文”），推动新能源上网电量全面进入电力市场，实现上网电价由市场交易形成，标志着新能源电价从“保障性收购”迈向“市场化交易”新阶段。

市场机制初建，资源配置优化

历经十年改革，我国电价机制改革成效显著。

市场化交易电量规模持续攀升，全国市场化交易电量从2016年的1.1 万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%跃升至63%，2024 年全国跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，较2016年增长超10倍。

“能涨能跌” 的市场化电价机制初步建立，有效增强了价格对电力资源配置的调节作用。

以甘肃为例，2021年率先取消大工业目录电价，优化峰谷分时电价政策，大工业用户全部进入电力市场，省内双边现货市场试运行，不仅促进了新能源消纳，还降低了中小企业用电成本。

在南方区域，创新建立省间增量水电的阶梯市场电价体系与基于省间送电峰谷电力曲线的差异化价格机制，充分体现了电力市场的时空价值，推动低谷时段富余水电降价，提升了电力资源跨时空配置效率。

从国际比较来看，在全球能源价格大幅波动的背景下，我国通过完善电价机制、推进市场化交易，有效保障了电价基本稳定，居民和工商业平均电价水平分别为全球50个主要经济体平均水平的32%、39%，处于较低区间，有力支撑了经济社会平稳发展。

深化改革路上的荆棘

尽管取得诸多成果，但当前电价机制改革仍面临一系列挑战。

在新能源领域，电价机制设计与资金结算体系尚不完善，电价标准与执行周期不明晰，补贴计算方式存在动态调整，导致市场主体预期不稳。

差价结算资金池来源待定，可能引发电网企业成本压力或工商业用户分摊争议。

同时，新能源跨区交易壁垒突出，市场准入、交易品种等制度差异阻碍资源流通，跨区输电费用分摊标准不统一，区域交易平台信息互通存在技术障碍，制约了清洁能源在更大范围内的优化配置。

此外，新能源装机规模迅速增长，与之配套的储能调节能力却严重滞后，电网消纳机制与储能协同不足，难以有效应对新能源发电的波动性，影响电力系统的稳定性与可靠性。

在煤电方面，燃料成本波动与电价市场化改革匹配度欠佳，当前容量电价仅能覆盖煤电固定成本的30%-50%，难以保障煤电企业长期稳定运营，亟需优化容量电价补偿标准，向更为完善的容量市场机制过渡。

展望未来，电价机制改革将朝着构建更加完善、高效、公平的电力市场价格体系方向迈进。

一方面，需进一步细化新能源可持续发展价格结算机制，明确电价标准、执行周期、成本分摊规则等关键要素，并建立动态调整机制，根据市场供需与技术进步适时优化电价，确保政策公平性与稳定性。

同时，加强顶层设计，打破新能源跨区交易壁垒，通过统一市场准入规则、规范跨区输电费用分摊、推进区域交易平台信息互联互通等举措，促进清洁能源在全国范围内的优化配置。

针对储能与电网协同问题，应出台配套政策鼓励储能设施建设，探索储能参与电力市场的交易机制，提升储能在电力系统调节中的作用，实现“源网荷储智”深度融合与协同发展。

在煤电领域，持续完善市场化电价形成机制，推动全电量参与市场竞争，合理扩大电价浮动范围，强化价格信号对煤电企业生产经营的引导作用。

优化容量电价机制，明确固定成本回收比例提升节奏，推动煤电灵活性改造，增强电力系统调节能力。

此外，随着全国统一电力市场建设的加速推进，要注重市场规则的统一与完善，加强不同市场主体间的协同合作，充分发挥价格机制在优化电力资源配置、促进新能源消纳、保障电力系统安全稳定运行等方面的核心作用，为我国能源转型与经济社会高质量发展提供坚实支撑。