當前，我國能源價(jià)格正處于政府定價(jià)向市場(chǎng)定價(jià)轉型的過(guò)渡時(shí)期，利益關(guān)系敏感復雜，社會(huì )各方面高度關(guān)注。應以改革為主旋律，以放松管制、破除壟斷為重要抓手，加快推行一些有較高社會(huì )共識、改革成本和風(fēng)險較小的舉措，以點(diǎn)帶面，牽一發(fā)動(dòng)全身，盤(pán)活能源價(jià)格工作的全局。
    能源價(jià)格改革面臨的新形勢
    “十三五”及未來(lái)一段時(shí)期，我國能源發(fā)展面臨著(zhù)推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費革命、保障國家能源戰略安全、實(shí)現由能源大國向能源強國轉變的艱巨任務(wù)。同時(shí)，圍繞新能源和信息技術(shù)的變革融合，全球有可能引發(fā)新一輪工業(yè)革命和經(jīng)濟發(fā)展模式轉型，分布式能源、智能電網(wǎng)、電動(dòng)汽車(chē)、能源互聯(lián)網(wǎng)等新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展方興未艾，將對世界各國的能源與經(jīng)濟發(fā)展產(chǎn)生深遠影響。能源科技加速創(chuàng )新、能源經(jīng)濟新業(yè)態(tài)不斷涌現、能源生產(chǎn)和消費革命不斷深化，為我國能源體制改革和價(jià)格改革提供了新的模式、思路和空間，也提出了更高更緊迫的要求。長(cháng)期以來(lái)，受多種因素制約，我國能源深層次體制機制矛盾突出，能源市場(chǎng)結構和體系不健全，政府管理缺位和越位并存，市場(chǎng)建設和價(jià)格改革滯后，競爭機制和科學(xué)靈活的價(jià)格調節機制尚未形成，不能有效反映資源稀缺程度、供求關(guān)系、生態(tài)環(huán)境價(jià)值和代際補償成本，市場(chǎng)配置資源的決定性作用沒(méi)有得到充分發(fā)揮，不能適應新形勢下能源科學(xué)可持續發(fā)展的需要，已成為推進(jìn)能源革命、轉變發(fā)展方式的重要障礙。
    價(jià)格改革是能源體制改革的核心，也是最難啃的“硬骨頭”，將是一場(chǎng)艱巨、復雜的攻堅戰，對改革的條件、時(shí)機、外部環(huán)境要求較高，有利的改革窗口期轉瞬即逝。當前我國經(jīng)濟發(fā)展進(jìn)入新常態(tài)，物價(jià)總水平相對平穩，能源供求關(guān)系寬松，非常有利于推進(jìn)能源價(jià)格改革。去年6月，習近平總書(shū)記在中央財經(jīng)領(lǐng)導小組第六次會(huì )議上提出了能源“四個(gè)革命、一個(gè)合作”的戰略思想，去年底國務(wù)院召開(kāi)常務(wù)會(huì )議專(zhuān)門(mén)部署加快推進(jìn)價(jià)格改革，最近黨中央、國務(wù)院出臺了《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（中發(fā)[2015]9號），均為能源價(jià)格改革創(chuàng )造了良好的輿論氛圍、體制條件和外部環(huán)境。應抓住這一難得的歷史機遇，加快推進(jìn)能源價(jià)格改革，統籌發(fā)揮市場(chǎng)機制作用和政府宏觀(guān)調控能力，實(shí)現能源集約高效清潔發(fā)展，提高能源系統效率、經(jīng)濟效益和全社會(huì )能源福利水平，同時(shí)極大提升我國能源產(chǎn)業(yè)和經(jīng)濟發(fā)展的國際競爭力。
    改革總體思路及戰略目標
    （一）以破除壟斷為抓手大力推進(jìn)市場(chǎng)化改革。改革能源體制、破除壟斷是能源價(jià)格市場(chǎng)化改革的關(guān)鍵。不破除壟斷，不能形成競爭性的市場(chǎng)結構和多元化市場(chǎng)主體，市場(chǎng)價(jià)格機制便無(wú)從發(fā)揮作用，即使強制性放開(kāi)價(jià)格，也會(huì )因其他條件不成熟使改革成效大打折扣或者無(wú)功而返，甚至產(chǎn)生負面效應。因此，能源價(jià)格改革不但要適應體制改革的需要，還要通過(guò)倒逼機制主動(dòng)提出打破壟斷等體制改革的任務(wù)和要求，為價(jià)格改革營(yíng)造良好的體制環(huán)境，使價(jià)格改革和體制改革相互促進(jìn)，相得益彰。應推動(dòng)電力、油氣等重點(diǎn)領(lǐng)域體制改革進(jìn)度，相應改革價(jià)格形成機制和管理方式。對非自然壟斷領(lǐng)域，要積極創(chuàng )造條件推進(jìn)市場(chǎng)化改革，已具備競爭條件的要盡快放開(kāi)價(jià)格。
    （二）提高政府定價(jià)的科學(xué)性和前瞻性。能源價(jià)格盡管依附于體制，但又有其相對獨立性，在體制不變的情況下，能源價(jià)格依然有較大的改革空間。因此，對暫不具備競爭條件的自然壟斷、公益性產(chǎn)品和服務(wù)價(jià)格，如輸配電和油氣管輸等網(wǎng)絡(luò )性輸送價(jià)格，以及居民用電、用氣價(jià)格等，應理直氣壯地由政府管制，但要嚴格投資和成本監管，主動(dòng)加強對標管理和約束。在符合宏觀(guān)政策取向（節能減排、綠色低碳、保障民生等）的前提下，可模擬市場(chǎng)建立“獎優(yōu)罰劣”的評價(jià)考核機制并事先公布，提高管理效能，徹底改變以前被動(dòng)、跟隨式調整價(jià)格的模式。同時(shí)，可配合利用財稅、市場(chǎng)交易等調控手段，合理反映生態(tài)環(huán)境治理等外部性成本，使能源價(jià)格與宏觀(guān)經(jīng)濟政策及消費者承受能力相適應。
    （三）避免價(jià)格改革成為單向的“漲價(jià)游戲”。應開(kāi)門(mén)搞改革，廣開(kāi)言路，集思廣益，充分聽(tīng)取各方面尤其是持反對立場(chǎng)人士的意見(jiàn)，使改革的邏輯被社會(huì )公眾普遍理解和接受，改革的節奏和力度主要由市場(chǎng)來(lái)調節。要讓能源價(jià)格有升有降成為常態(tài)，給消費者更多自主選擇權，逐步提高社會(huì )各方面適應市場(chǎng)、理性預期、提前應變的能力。
    （四）因時(shí)制宜創(chuàng )新價(jià)格改革與管理方式。能源各行業(yè)、上中下游各環(huán)節以及不同地區之間情況千差萬(wàn)別，各有特點(diǎn)和規律，對改革的承受能力也各不相同，用一種模式推行價(jià)格改革并畢其功于一役是不現實(shí)的，不能迫于改革的壓力一哄而上，胡子眉毛一把抓，更不能急功近利，強行實(shí)施一些并不成熟的改革舉措。應抓住當前有利時(shí)機，統籌規劃、總體設計、分類(lèi)推進(jìn)、分步實(shí)施。對實(shí)踐亟需、時(shí)機成熟的重點(diǎn)領(lǐng)域改革，應集中力量打“殲滅戰”，力爭實(shí)現重點(diǎn)突破。要在推改革與防通縮、促環(huán)保、穩民生之間找到均衡化路徑，促進(jìn)能源價(jià)格日常管理與改革工作統籌協(xié)調，實(shí)現平穩過(guò)渡。
    （五）處理好價(jià)格放開(kāi)與下放的辯證關(guān)系。要遵循能源價(jià)格管理的規律，做到收放結合，張馳有度。對那些本應放給市場(chǎng)的能源價(jià)格，不能為了減少責任和規避風(fēng)險，不加區分簡(jiǎn)單下放給地方，否則不僅于事無(wú)補，還會(huì )帶來(lái)新的矛盾和問(wèn)題。只有對仍需由政府定價(jià)的能源價(jià)格，才能根據其影響范圍和性質(zhì)，遵循責權利對等原則，將適宜由地方管理的下放給地方政府；對涉及全國和跨省區布局優(yōu)化及利益關(guān)系的能源價(jià)格，應旗幟鮮明地由中央政府管理。
    近期重點(diǎn)改革舉措
    （一）推進(jìn)電價(jià)市場(chǎng)化改革，一攬子破解煤電矛盾和新能源上網(wǎng)等難題
    煤電矛盾是長(cháng)期困擾能源價(jià)格工作的突出問(wèn)題，當前矛盾雖已緩解，但“市場(chǎng)煤”和“計劃電”非對稱(chēng)體制的弊端依然存在?，F行的煤電聯(lián)動(dòng)機制只能實(shí)現價(jià)格的“機械傳導”，對非理性的漲價(jià)或壓價(jià)、成本“虛增”等都沒(méi)有約束作用，且調整時(shí)間嚴重滯后甚至產(chǎn)生“反調節”效應，不利于從根本上化解煤電矛盾，只能作為一種過(guò)渡性措施?？稍偕茉春头植际侥茉瓷暇W(wǎng)難、消納難，是制約新能源產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的主要短板，也是被社會(huì )詬病較多的問(wèn)題，亟需從價(jià)格機制和政策上尋找出路。
    上述問(wèn)題的根源在于電價(jià)機制不合理、不靈活，而好的電價(jià)機制難以形成和起作用，主要又是因為現行電網(wǎng)公司的功能定位阻礙了市場(chǎng)發(fā)育和發(fā)展，不適應新興能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展壯大的需要。要從根本上破解這些難題，核心是構建新的價(jià)格機制，關(guān)鍵抓手在電網(wǎng)。
    我國目前電網(wǎng)公司“獨買(mǎi)獨賣(mài)”的電力體制和嚴格的電價(jià)管制,客觀(guān)上阻隔了電力生產(chǎn)者和消費者之間的信息傳導，使市場(chǎng)機制基本失靈。因此，當前改革最緊迫的任務(wù)，不是簡(jiǎn)單放開(kāi)電價(jià)，而是結合電力體制改革，弱化或取消電網(wǎng)企業(yè)獨家買(mǎi)賣(mài)電的壟斷權力，創(chuàng )造條件使發(fā)電企業(yè)與用戶(hù)直接“見(jiàn)面”交易，真正讓市場(chǎng)發(fā)揮決定性作用，形成及時(shí)反映供求關(guān)系和承受能力的價(jià)格，使價(jià)格信號能在上下游相關(guān)產(chǎn)業(yè)間順暢傳導，有效調節能源生產(chǎn)和消費。建議重點(diǎn)推進(jìn)以下改革：
    一是分批放開(kāi)售電業(yè)務(wù)，先建立大用戶(hù)與發(fā)電企業(yè)直接交易機制，擴大發(fā)電、售電領(lǐng)域市場(chǎng)化定價(jià)范圍。政府主導，建立統一的市場(chǎng)交易平臺，發(fā)電企業(yè)和符合規定條件的大用戶(hù)強制參與，成交電量和價(jià)格由雙方報價(jià)決定。對不參與直接交易的居民、農業(yè)等中小用戶(hù)，電量仍由電網(wǎng)公司作為“保底供電商”統購統銷(xiāo)，電價(jià)由政府調控。
    二是在嚴格成本監管的前提下核定獨立輸配電價(jià)，為實(shí)施雙邊交易提供清晰透明的過(guò)網(wǎng)費信號。獨立的輸配電價(jià)可在核減電網(wǎng)無(wú)效投資和不合理成本的基礎上，從保持電網(wǎng)現有的購銷(xiāo)差價(jià)（含目前工商業(yè)用戶(hù)承擔的交叉補貼額）起步，逐漸過(guò)渡到各區域、省級電網(wǎng)間“對標”管理，按全國先進(jìn)水平制定“領(lǐng)跑者”輸配電價(jià)標準，促進(jìn)各電網(wǎng)企業(yè)主動(dòng)提高技術(shù)管理水平，防止其獲取超額壟斷利潤，也使優(yōu)質(zhì)用電大戶(hù)能享受到更低的輸電價(jià)。上述辦法可在深圳、蒙西等改革試點(diǎn)地區先行先試，積累經(jīng)驗后在全國推廣。對早期投產(chǎn)的輸電通道，如西電東送、三峽等輸電工程，由于其運行多年后已基本收回投資，可大幅降低輸電價(jià)格，為跨省區輸電騰出價(jià)格空間，也為構建更大范圍的電力交易市場(chǎng)創(chuàng )造條件。
    三是逐步改變電網(wǎng)公司盈利模式和功能定位。通過(guò)逐步擴大雙邊交易范圍，電網(wǎng)企業(yè)統購統銷(xiāo)電量逐漸減少，賺取價(jià)差利潤的空間也將逐漸縮小。由此，電網(wǎng)獨家買(mǎi)賣(mài)電的特權將自然消除，電網(wǎng)企業(yè)依靠購銷(xiāo)價(jià)差獲利的經(jīng)營(yíng)模式，將自然過(guò)渡到收取過(guò)網(wǎng)費或準許收入模式。
    通過(guò)以上改革，占總電量約80%的工商業(yè)用戶(hù)將逐步擁有用電選擇權，實(shí)現與發(fā)電企業(yè)直接交易，電價(jià)由競爭形成，這樣就克服了政府定價(jià)信息不對稱(chēng)、調節不靈活、受宏觀(guān)調控影響等局限性，打通了煤價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)與終端用電價(jià)格及時(shí)傳遞的途徑，將使積重難返的煤電矛盾迎刃而解。
    同時(shí)，由于改革后電網(wǎng)企業(yè)只負責輸配電和電網(wǎng)安全責任，將基本退出電力買(mǎi)賣(mài)的利益鏈，發(fā)電、售電業(yè)務(wù)與電網(wǎng)企業(yè)沒(méi)有直接利益關(guān)系，這樣將有利于電網(wǎng)實(shí)行公平調度，從根本上解決可再生能源、分布式能源上網(wǎng)和消納難等問(wèn)題，有效減少不合理的棄風(fēng)、棄水、棄光限電。
    （二）模擬市場(chǎng)機制，化解氣、電價(jià)格不協(xié)調不匹配矛盾
    天然氣大發(fā)展是我國優(yōu)化能源結構、推動(dòng)能源生產(chǎn)和消費革命的戰略舉措。據多方面研究表明，在現有的價(jià)格機制和政策下，我國天然氣未來(lái)需求增長(cháng)將明顯放緩?？紤]到當前大部分進(jìn)口天然氣簽的都是“照付不議”合同，“十三五”中后期我國將出現天然氣供過(guò)于求的局面，預計2020年“過(guò)?！?00億方以上。但這只是低消費水平下的相對過(guò)剩，未來(lái)天然氣用不完，主要是因為“用不起”。最突出的是，我國天然氣發(fā)電的價(jià)格競爭力嚴重不足，已投產(chǎn)機組利用小時(shí)低，大部分虧損，靠財政補貼才能勉強維持運轉。從國外經(jīng)驗看，天然氣大發(fā)展必然伴隨著(zhù)燃氣發(fā)電的大規模應用，而我國現行的氣、電價(jià)格政策顯然難以適應這一新的發(fā)展需要。
    為了化解上述矛盾，建議改變現行天然氣、電力均實(shí)行單一固定價(jià)格、且互相沒(méi)有關(guān)聯(lián)的定價(jià)模式，在氣、電價(jià)格均未市場(chǎng)化之前，落實(shí)氣、電價(jià)格聯(lián)動(dòng)，同步實(shí)施天然氣和電力季節差別價(jià)格，并盡可能拉大價(jià)差。天然氣需求的季節性差異很大，如北京、天津冬天需求量分別是夏天的7倍和5倍，夏天則相對富余（儲氣庫只能容納少量富余天然氣），而夏天恰好是用電的高峰期，因此，氣、電需求具有較強的季節調峰互補性。如果設計好氣、電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制，在夏天用富余的天然氣來(lái)發(fā)電，實(shí)現低價(jià)氣發(fā)高價(jià)電，在夏天2000多小時(shí)內滿(mǎn)發(fā)，其他季節則少發(fā)并主要用于調峰，一方面將有效緩解天然氣發(fā)電虧損的困境，使氣電不用財政補貼也基本能自我發(fā)展；另一方面也將平抑天然氣和電力峰谷差過(guò)大的矛盾，實(shí)現氣、電互濟調峰，為天然氣大發(fā)展創(chuàng )造有利條件。
    近幾年天然氣價(jià)格持續上漲，用戶(hù)的承受能力普遍下降，導致有效需求萎縮，大氣污染防治要求的“煤改氣”和“氣代油”等工程進(jìn)展緩慢。同時(shí)，氣價(jià)結構也不合理，發(fā)達國家居民氣價(jià)一般是工業(yè)和發(fā)電氣價(jià)的2－3倍，而我國為60%左右。因此，在當前國際油價(jià)大幅下降的背景下，可通過(guò)多元開(kāi)發(fā)和進(jìn)口策略（如鼓勵企業(yè)到境外簽訂低價(jià)LNG長(cháng)期供應協(xié)議，鎖定氣價(jià)風(fēng)險），擴大低成本天然氣的供給來(lái)源。在此基礎上，可考慮不同用戶(hù)的需求彈性，適當降低發(fā)電、交通、工業(yè)新增用氣價(jià)格，提高居民、商業(yè)用氣價(jià)格。這樣，將逐步理順天然氣與煤、油、電等可替代能源的比價(jià)關(guān)系，避免“黑色能源”替代“綠色能源”的逆替代現象發(fā)生，也才能有效減少交叉補貼，避免政府定價(jià)對市場(chǎng)價(jià)格的扭曲，進(jìn)一步提高天然氣的有效需求。
    長(cháng)遠看，天然氣應實(shí)行完全市場(chǎng)定價(jià)。目前我國已初步形成國產(chǎn)常規天然氣、煤層氣、頁(yè)巖氣、煤制氣以及進(jìn)口LNG和管道氣等多種氣源競爭的格局，為氣價(jià)市場(chǎng)化改革創(chuàng )造了良好條件。應加快推進(jìn)區域性或全國天然氣交易市場(chǎng)建設，形成多買(mǎi)多賣(mài)格局，增加用戶(hù)的選擇權和議價(jià)能力，使氣價(jià)能隨行就市、“高來(lái)高走”，促進(jìn)天然氣產(chǎn)業(yè)和市場(chǎng)健康發(fā)展。
    （三）價(jià)格激勵與約束并舉，促進(jìn)可再生能源發(fā)展
    國務(wù)院發(fā)布的《能源發(fā)展戰略行動(dòng)計劃（2014－2020）》明確提出，“到2020年，風(fēng)電裝機達到2億千瓦，發(fā)電成本與煤電相當，光伏裝機達到1億千瓦左右，實(shí)現用戶(hù)側平價(jià)上網(wǎng)”。因此，“十三五”可再生能源價(jià)格政策既要保障風(fēng)電、光伏達到規劃目標，又要促進(jìn)技術(shù)進(jìn)步，在未來(lái)5年內較大幅度降低成本和價(jià)格。這是個(gè)“兩難”的挑戰。在價(jià)格策略上，應在充分調研、分析成本和市場(chǎng)的基礎上，找準降價(jià)的節奏和力度。前期可小步快走，后期降幅可大一些。對已投產(chǎn)機組可慢一點(diǎn)降價(jià)，對未來(lái)新增機組可提前設定更低的標桿電價(jià)，使技術(shù)先進(jìn)、成本低的機組獲得更多發(fā)展空間。也可考慮用招投標辦法競爭確定風(fēng)電、光伏發(fā)電價(jià)格和項目業(yè)主，實(shí)現優(yōu)勝劣汰。
    同時(shí)，對可再生能源電價(jià)附加政策的發(fā)展趨勢及社會(huì )承受能力要有清醒的研判，目前我國在銷(xiāo)售電量上每度電加價(jià)1.5分，每年加價(jià)額超過(guò)500億元，今后隨著(zhù)可再生能源規模增大，加價(jià)標準和額度還要進(jìn)一步提高。從歐美的經(jīng)驗教訓看，可再生能源補貼不宜無(wú)限制增加，也不宜一直補下去，否則會(huì )使整個(gè)產(chǎn)業(yè)躺在補貼的“溫床”上坐享其成，最終喪失國際競爭力和發(fā)展機遇?！笆濉逼陂g，應根據社會(huì )承受力及效率優(yōu)先的原則，提前設定未來(lái)若干年的補貼規模和標準，并向社會(huì )公布，通過(guò)倒逼機制促進(jìn)技術(shù)進(jìn)步，合理引導發(fā)電的發(fā)展速度和規模，這樣才有利于產(chǎn)業(yè)持續健康發(fā)展。
    初步匡算，要滿(mǎn)足2020年2億千瓦風(fēng)電和1億千瓦光伏電量的補貼，按現行標桿電價(jià)水平，全國可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦時(shí)以上。若風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)下降10%，光伏上網(wǎng)電價(jià)下降20%，則全國可再生能源附加標準維持在1.5分/千瓦時(shí)即可。若進(jìn)一步加大降價(jià)力度，風(fēng)電下降15%，光伏下降30%，則電價(jià)附加標準可降為1分/千瓦時(shí)左右，部分地區2020年可取消補貼?！笆濉逼陂g，價(jià)格政策應瞄準電價(jià)附加標準降為1分錢(qián)的目標而努力。
    （四）完善電力環(huán)保加價(jià)政策，積極推動(dòng)大氣污染防治
    目前實(shí)行的脫硫、脫硝、除塵電價(jià)等環(huán)保加價(jià)政策，在調動(dòng)企業(yè)積極性促進(jìn)節能減排、應對大氣污染防治等方面發(fā)揮了重要的作用，但其本質(zhì)是將企業(yè)的治污成本由全社會(huì )負擔，未體現“誰(shuí)污染、誰(shuí)治理、誰(shuí)付費”的原則，對廣大消費者不公平，對企業(yè)也未真正形成清潔低碳生產(chǎn)的約束機制和內生動(dòng)力。若延續此辦法，隨著(zhù)治污任務(wù)不斷加重，環(huán)保加價(jià)范圍和水平也將“水漲船高”，消費者將不堪重負，難以為繼。因此，電力環(huán)保加價(jià)只能作為一種過(guò)渡性的政策安排。長(cháng)遠看，應實(shí)施價(jià)、稅、財聯(lián)動(dòng)改革，提高消費稅、排污費，或者開(kāi)征環(huán)保稅以及建立污染物和碳排放交易市場(chǎng)，逐步替代電力環(huán)保加價(jià)，才能真正將能源開(kāi)發(fā)利用的外部成本內部化，也才能與未來(lái)市場(chǎng)形成電價(jià)的機制相適應。
    （五）發(fā)揮價(jià)格信號的引導作用，提升能源系統效率
    目前，由于沒(méi)有建立有效的價(jià)格激勵機制，在電力系統運行中，電網(wǎng)企業(yè)出于利益考慮未能實(shí)行科學(xué)節能調度，使抽水蓄能、燃氣發(fā)電等優(yōu)質(zhì)調峰機組未充分發(fā)揮作用，實(shí)際上主要靠煤電承擔系統調峰任務(wù)，極大擠壓了新能源上網(wǎng)的空間。去年火電平均利用僅4700小時(shí)，遠低于設計利用小時(shí)數，大功率高參數的煤電機組不得不大幅降負荷低效運行，人為增加了能耗和排放水平。由于電力系統是能源系統的核心和中樞，電力系統的低效也使得能源系統整體效率和經(jīng)濟性大為降低。
    若改變現有電力系統調峰運行的慣性思路，未來(lái)多規劃上一些抽水蓄能、燃氣發(fā)電以及流域龍頭水電站等優(yōu)質(zhì)調峰機組，并真正發(fā)揮作用，則可擺脫現行電力系統主要靠煤電調峰的路徑依賴(lài)，收到“一舉多得”的政策功效。一是可大量減少未來(lái)新增煤電機組；二是可讓現有火電大幅提高利用小時(shí)和負荷率，充分發(fā)揮設備高效利用能力；三是減少跨省區電力輸送壓力；四是使電力系統有更強的調節性能，可接納更多的可再生能源和分布式能源上網(wǎng)，將有效減少棄風(fēng)棄水。盡管優(yōu)質(zhì)調峰機組成本相對較高，但以上四方面系統節省的投資和成本，將遠大于新增調峰機組的支出，這樣將實(shí)現電力系統成本最小，效率最高，社會(huì )用能福利自然也將最大化。
    為鼓勵和實(shí)現上述電力系統規劃思路及運行方式的轉型，價(jià)格工作應主動(dòng)作為，系統設計好價(jià)格機制，如擴大實(shí)施峰谷電價(jià)、可中斷電價(jià)、高可靠性電價(jià)、差別電價(jià)等制度，建立電力輔助服務(wù)補償機制，并進(jìn)一步發(fā)展輔助服務(wù)交易市場(chǎng)等，統籌發(fā)揮抽蓄、燃機、火電等機組和儲能設施的調峰調頻備用等功能，推動(dòng)不同能源品種、設施從相互割裂走向系統集成，實(shí)現電力、燃氣、熱力、制冷等能源綜合優(yōu)化供應，使各類(lèi)能源多元互補、各盡其能、各得其所，以最少成本實(shí)現資源優(yōu)化配置。
    在用戶(hù)側，應配合“新城鎮，新能源、新生活”行動(dòng)計劃，擴大實(shí)行靈活的峰谷、季節分時(shí)以及階梯式電價(jià)和氣價(jià)政策，鼓勵用戶(hù)主動(dòng)響應，調節用能行為和時(shí)間，削峰填谷，提高系統能效。為化解《電力法》“一個(gè)供電營(yíng)業(yè)區只設立一個(gè)供電機構”等體制障礙，可設計相應的價(jià)格激勵機制和政策，調動(dòng)電網(wǎng)企業(yè)積極性，成立專(zhuān)業(yè)化的節能服務(wù)公司，通過(guò)合同能源管理、集中與分布式供能相結合等模式，為用戶(hù)提供一攬子的高效供能解決方案。