作者单位：
上海华电集科分布式能源有限公司 陶柱
中国华电集团有限公司山东分公司 王世玉
中国华电集团有限公司上海分公司 郝浩
2015年，《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》（中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”）文件发布，新一轮电改拉开“管住中间、放开两头”改革序幕，用电侧电价逐步与传统目录电价解绑，结算模式历经多轮迭代，市场化价格信号持续完善。但改革推进过程中仍面临用户入市分化、结算标准不统一、售电市场风险管控不足等现实难题，亟需持续深化机制建设，健全用电侧市场化电价体系，推动用电侧电价市场化改革走深走实。
用电侧电价改革历程
统购统销，发用两侧隔离
在2015年启动新一轮电改前，销售电价主要按照国家发展改革委2005年发布的《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格〔2005〕514号）文件执行。文件规定电价分为居民、农业、工商业及其他三类，居民和农业执行单一制电度电价，工商业可选择两部制或单一制电价。两部制工商业用户电费含电度电费、基本电费（变压器容量或按最大需量计算所得），电度电价实施分时电价。彼时，销售电价=购电成本+输配电损耗+输配电价+政府性基金及附加（电价执行中仍按单一数额执行，并未拆分）。
起步初试，释放改革红利
新一轮电改初期，主要采用价差模式开展交易结算。9号文件配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》明确要求，参与市场交易的用户购电价格由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成，配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》中明确，过渡时期暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式开展结算，按发电上网价差等额传导至目录电价模式组织交易（价差模式）。同时，政策建立了发用两侧偏差处理机制，市场主体逐渐适应从计划到市场的变化。
改革深化，理顺价格机制
随着电改深入，理顺了三大电价结算机制：一是核定电网侧输配电价。2016年3月，初步建立了以电网准许成本为基础的独立输配电价机制。二是规范发电侧交易价格。2019年底，浙江省发布《2020年浙江省电力直接交易工作方案》，电力批发侧交易价格不含输配电价价差和政府性基金及附加，是全国首个正式发文落地顺价模式的省份。三是取消用电侧目录电价。2021年国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价。至此，销售电价=市场交易价格+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。顺价模式也全面取代了价差模式，理顺了发电侧、电网侧、用电侧结算价格机制。
全面现货，取消分时电价
随着全国省级现货市场陆续转入连续结算运行，电力现货市场形成实时电价，动态反映电力的时间价值和空间价值。2025年12月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期市场基本规则》，要求对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。截至目前，多地取消分时电价政策，市场化用户按照现货市场规则结算，分时价格信号交由市场供需自发形成，用电侧电价结算机制进一步优化。
用电侧电价改革存在的问题
用户入市进程分化，部分区域代购规模较大
市场化用户可以通过现货分时价格信号，开展错峰用电等负荷响应工作，而较高的代理购电用户规模挤占了市场化交易空间，不利于提升用电侧调节能力，实现资源优化配置。从全国电量结构看，2025年全国全社会用电量10.37万亿千瓦时，市场化交易电量6.64万亿千瓦时，占全社会用电量比例为64%，电网企业代理购电电量1.69万亿千瓦时，代理购电电量占全社会用电量比例为16.3%，占市场化交易电量比例为25.5%。从各省电量结构看，各省分化明显，现货区域、市场化程度较高的省份工商业用户直接入市比例较高，代理购电电量占全社会用电量比例普遍低于15%，而部分直辖市与华北、中部省份，大量中小工商业用户仍然留在电网代理购电，代理购电电量占全社会用电量比例普遍超过25%。部分区域用电侧入市主要存在两方面的制约：一是入市后价格波动，代购电价与售电公司零售价格经常出现波动，当代购价格更低时，直接削弱用户主动入市动力，甚至出现已入市用户回流观望现象，冲击零售市场信心。二是市场认识不足，中小用户面对复杂的市场规则，专业能力短板明显，厌恶电价波动风险，入市收益不足以覆盖管理成本，经济动力不足。
结算科目省际各异，统一结算政策亟须建立
《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）要求完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值，建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。目前全国各省电费结算依据和电费账单科目设置不统一，结算政策及标准体系尚未建立，各省根据本地电源结构、市场发展和保供需求等，设立个性化电费结算科目。经梳理，各省系统运行费用科目共计30余项：一是辅助服务费用、煤电容量电费、抽水蓄能容量电费等通用科目，由国家发展改革委出台政策统一设置。二是成本补偿费用分摊、市场运营费用、购售侧电费结算损益等个性化科目，由各省价格主管部门出台政策明确规则。由于各地电源结构和供需形势不一，部分系统运行费执行差异较大。并且，随着新能源大规模接入，系统运行费结构和水平发生较大变化，结算数据未向相关市场主体公示，市场主体无法掌握费用变化情况，存在较多质疑。
售电公司监管不足，市场履约风险持续增加
一是售电公司批零倒挂亏损风险。各省一般在10-11月先开展零售侧年度交易签约，12月后开展批发侧年度交易，售电公司为抢占零售市场，低价吸引用户，再通过压低发电侧电价，获得批零价差收益。部分售电公司对市场风险认识不足，盲目通过低价抢占零售侧用户，或误判市场价格走势，错配年度和年内交易电量规模（年度少购“高价”、年内多购“低价”电量），一旦批发侧价格高于零售侧价格，或年内价格上涨，售电公司将面临亏损风险。二是售电公司截留电价改革红利。当煤炭成本下行、新能源大发带来批发市场电价降低时，零售电价降幅偏小，降价红利停留在售电环节，部分售电公司批零价差远超行业合理运营成本区间，获取超额收益。受市场竞争不够充分、中小用户议价能力弱、收益分配规则不完善等因素影响，电力用户入市后电费下降幅度不及批发市场电价降幅，终端红利获得感不强，制约用电侧改革成效释放。三是市场风险监测滞后。2021年发布的《售电公司管理办法》要求建立售电公司履约额度跟踪预警机制，电力交易机构动态监测售电公司运营履约额度与实际提交的履约保函或保险额度，每日上报地方主管部门，按周上报国家主管部门，履约保函、保险额度不足时及时通知售电公司3个工作日内补缴。但目前实际情况并未实现动态风险监测，仅能实现按月结算，各级电力交易中心通常在下月初出具上月市场各主体正式结算依据，售电公司履约额度及亏损资金监测滞后。
下一步工作建议
提升市场化用户规模，挖掘用电侧调节能力
持续扩大市场化用户规模，引导用户建立市场化意识，深化源网荷储协同机制，充分挖掘用电侧调节潜力，不断提升新能源消纳利用水平，加快推进新型电力系统建设。一是全面推动用户入市。立足当前各区域用户入市不均、代理购电占比偏高、中小用户市场认知薄弱等突出问题，稳步推进用电侧全面市场化转型，全力推动10千伏及以上工商业用户全面直接参与市场，不断提升零售市场竞争水平。二是加强电力市场培训。常态化开展电力市场政策宣讲和规则解读，普及中长期市场、现货市场、辅助服务市场等市场规则，引导各类用电主体理解峰谷时段电价差异化特征，培育错峰生产、移峰填谷、负荷优化调控的市场化调节意识。三是推动电力数智化转型。深化算电协同、源网荷储一体化发展，构建源荷协同的市场化运行机制，依托电力市场交易数据、电网运行数据、用户用电数据，搭建数据互通、智能匹配的市场化调度体系，保障电力系统安全稳定、高效低碳运行。
统一规范电费结算科目，优化结算电价形成机制
全面提升电力市场结算规范化、标准化、透明化水平，建立科学合理的电价形成和分摊机制，全面规范现货市场结算模式。一是加快建立统一规范的电费结算体系。针对各省电费结算科目不一、系统运行费归集和分摊规则各异等问题，统一全国电费结算科目与电费账单标准样式，明确各科目的定义、统计口径、计算公式，建立标准化费用核算体系，进一步完善信息披露机制，保障市场主体合法权益。二是优化完善电价形成和分摊机制。研究系统运行费峰荷分摊机制，精准体现峰谷时段占用电网资源成本差异和电力容量分时价值，通过价格信号引导用户优化用电负荷。三是全面推进电力中长期、现货市场衔接。推动从差量结算全面转换为差价结算模式，进一步理顺批发市场、零售市场价格传导机制，推动电力现货市场高效、公平、有序运行，精准还原电力商品分时价值，真实反映市场供需关系。
加强售电市场监管，规范零售市场竞争
健全电力零售市场交易监管体系，规范售电市场竞争秩序，理顺零售侧利益分配关系，强化售电公司全周期履约行为监测，持续净化电力市场化交易环境。一是强化零售市场合规监管整治。针对当前部分售电公司无序竞争、虚假宣传等突出问题，规范售电公司报价、签约行为，压实市场监管责任，完善常态化、精细化、穿透式市场监管机制，严厉整治售电市场违规乱象，营造公平公正、透明有序、良性竞争的零售市场生态。二是完善收益和风险分配机制。健全零售市场科学合理的收益共享、风险共担机制，研究批零价差合理浮动区间，遏制超额套利行为。同时，厘清市场风险权责边界，破解收益风险错配问题，保障用户合法权益，推动零售市场健康发展。三是加强售电公司履约能力动态监测。建立售电主体信用评价、履约评级与风险预警体系，实现对售电企业资质、交易、风控等情况的实时监测，并动态更新。完善售电公司准入、退出管理机制，引导售电公司回归服务本源，拓展负荷优化、节能增效等增值服务，推动电力零售市场向服务增值转型，真正实现市场主体互利共赢，充分释放电力市场化改革红利。
来源：电联新媒