一、用户侧电费现状

（一）市场化电力用户电费构成

当前，市场化电力用户的电费已非过去单一的目录电价，而是形成了一个逻辑清晰、反映不同成本属性的复合体系。这一体系涵盖市场决定的电量价格、政府监管的输配费用以及为系统运行和政策目标而设立的分摊/分享费用。

其中，电费的主体部分是上网电费，它直接由市场交易形成，通常占总费用的60%-80%，是反映一次能源成本与供需形势的核心。其构成不仅包含通过中长期交易锁定的合约电费，在已进入现货长周期运行的省份，还包含日前市场、实时市场的出清电价，以及中长期合约与现货出清价差额形成的偏差结算费用。同时，用户还需承担可再生能源电力消纳责任权重对应的环境价值结算费用、绿证交易溢价费用。除此之外，市场用户还需分摊或分享由市场运行产生的各类保障系统平衡、补偿及考核费用。

相对于波动的市场电价，输配电费作为政府严格监管的自然垄断环节费用，严格遵循“准许成本加合理收益”原则，2023年全国各省已完成第三周期输配电价核定，价格保持相对稳定。

为保障电网安全稳定运行，用户还需分摊系统运行费，这主要包括用于购买调频、备用等辅助服务，以及为激励煤电、抽水蓄能等调节性电源而支付的容量电费。目前，行业正加速推进“谁受益、谁承担”“谁引起、谁负责”的差异化分摊机制建设，明确新能源场站按出力预测偏差程度承担相应调节费用，用户按负荷波动特性、用电可靠性要求差异化分担系统运行成本，逐步替代传统的“按电量均摊”模式，提升分摊公平性。

此外，电费中还包含政策性的社会责任费用，如国家征收的可再生能源电价附加，以及工商业用户对居民、农业用电进行交叉补贴的显性化部分。电力传输、变电、配电全环节能量损耗对应的成本分摊项目，线损客观反映了电能传输过程中的物理损耗成本，其费率随着电网效率提升而持续下降。

最后，为确保结算精准公平，账单中设有结算调整电费，用于对分时电价执行偏差、功率因数考核等进行多退少补，体现了电力市场精细化运营的复杂性。

整体而言，电费主要包括上网电费、输配电费、系统运行费、社会责任费用、线损费用及结算调整电费六类核心费用；五类市场化分摊/分享费用涵盖跨省跨区输电费用、辅助服务费用、市场化偏差电量结算调整费用等具体类型。各类费用明确了差异化的形成机制与责任承担方式，构成逻辑清晰、权责界定明确的市场化电费定价体系。

（二）非市场化用户（居民和农业）电价机制

居民与农业用电作为民生保障的核心领域，实行政府定价机制，不参与市场化交易，其电费构成参考供电平均成本、核定输配电费、政府性基金及附加等，核心目标是保障居民基本用电需求、降低农业生产经营成本。

目前，居民用电全面实行阶梯电价制度，截至2025年，全国已有28个省份推行居民峰谷分时电价试点，峰谷电价差普遍拉大至1.5倍以上，部分省份达到2倍，通过价格信号引导居民错峰用电。农业用电执行特定优惠电价，全国平均标准约0.45元/千瓦时，其低于供电成本的部分，通过工商业用户承担的社会责任费用（即交叉补贴）予以弥补。针对粮食生产、畜禽养殖等战略性农业用电，部分省份还出台了额外电价减免政策，进一步强化农业扶持力度。

（三）改革对市场化电力用户的影响

市场化改革深刻地重塑了工商业用户的用电体验与成本结构。用户的角色从过去被动的“价格接受者”，转变为需要主动决策、管理风险并承担相应后果的“市场参与者”。这一根本性转变带来了多重复杂影响。

首先，价格波动成为用户必须面对的核心风险。市场化改革后，告别了政府定价的稳定预期，电价真实反映燃料成本、极端天气及新能源出力的剧烈波动。尤其在现货市场运行地区，实时电价在供需紧张时可能出现数倍飙升，例如2024年夏季极端高温期间，部分省份实时电价一度突破3元/千瓦时，对电力成本敏感的高耗能企业构成了严峻的成本挑战。

其次，电费构成与管理的复杂性显著增加。随着改革的进行，电费账单从传统“目录电价×用电量”的单一计费模式，演变为包含市场交易价、输配电费、系统运行费、政府性基金及各类分摊调整项的复合体系。理解这些名目并做出优化决策，是新环境下对用户自身的能源管理能力的更高要求。当前，仍有相当比例的中小用户反映难以完全理解电费明细，费用解读服务亟待优化。

虽然市场化改革给用户带来了不少挑战，但也赋予了用户前所未有的自主选择权。用户不仅可以在电网企业代理购电与众多售电公司之间进行选择，还能根据自身负荷特性，挑选固定价、浮动价或分时电价等多样化零售套餐，以寻求成本最优解。这种选择权意味着，具备更强专业能力的用户，能够通过参与市场分享红利；反之，则可能暴露于风险之中。这种权责对等的新格局，标志着电力商品属性的真正回归。

二、电价改革历程

（一）严格管制时期（1949-2002年）：统一目录电价下的隐性补贴

新中国成立至2002年电力体制改革前，电力行业实行“发输配售垂直一体化”垄断管理体制，所有用户（工商业、居民、农业）均执行政府统一制定的目录销售电价。这一时期电价结构相对简单，主要分为单一制电价和分类电价（大工业、一般工商业、居民、农业等），价格长期保持稳定。但由于电价制定未充分反映不同用户的实际供电成本，交叉补贴现象普遍存在（即工商业用户承担较高电价，隐性补贴居民和农业用户）。这种定价模式既缺乏对发电企业的激励约束机制，也无法引导用户合理用电，用户完全处于价格接受者地位，无任何用电选择权。

（二）市场化探索阶段（2002-2014年）：以大用户直购电试点突破

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》（简称“5号文”），启动以“厂网分开、主辅分离”为核心的第一轮电力体制改革，为用户侧市场化改革奠定基础。这一阶段的用户侧改革以大用户直购电试点为核心，标志着用户侧市场化的萌芽。改革明确允许符合条件的大型电力用户直接与发电企业协商确定购电价格和电量，交易模式以“价差模式”为主。

此阶段改革重点集中在发电侧引入竞争，输配售环节仍保持垄断经营，绝大多数中小用户仍执行政府制定的目录电价，用户侧市场化进展相对缓慢。截至2014年，全国大用户直购电交易电量仅占全社会用电量的8.3%，市场化覆盖范围有限。

（三）深化改革阶段（2015-2020年）：“管住中间、放开两头”框架确立

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》（中发〔2015〕9号文），明确“管住中间、放开两头”的核心体制架构，标志着新一轮电力市场化改革全面启动，用户侧改革进入突破性进展阶段。

本轮改革通过一系列关键举措，从根本上重构了市场格局，有序放开了配售电业务，引入社会资本成立售电公司，打破了电网企业的单一售电模式。同时，大幅缩减计划电量规模，使市场化交易电量占比逐年提升。此外，相对独立的交易机构陆续组建，并启动了多省份的电力现货市场试点，初步形成了“中长期+现货”的市场化价格发现机制。在此阶段，符合条件的工商业用户首次获得了自主选择权，可通过与售电公司签约或直接入市交易获取电价，实现了从被动接受价格到主动参与市场的历史性转变。

（四）全面市场化阶段（2021年至今）：工商业用户全面入市与市场机制完善

2021年，国家发展改革委1439号文，全面取消工商业目录电价，标志着用户侧改革进入全面市场化新阶段。截至2025年，全国市场化覆盖率已超过95%，仅余少量小微企业由电网企业代理购电，作为平稳过渡的制度安排。与此同时，逐步扩大市场交易电价上下浮动范围，2023年起，工商业用户市场交易电价浮动范围扩大到上下限浮动20%，高耗能企业“上下浮动不设限”，充分发挥价格信号调节电力供需的作用。此外，电力现货市场建设明显提速，至2025年全国已有16个省（区）进入现货市场长周期连续运行，其价格发现与资源优化配置功能日益凸显。

三、存在问题

中国用户侧电价改革虽取得显著进展，但随着工商业用户全面进入市场，市场机制不完善、监管体系不健全等深层次、结构性问题日益凸显，尤其对中小用户的用能成本、风险管理能力和市场公平性构成挑战。主要问题集中在以下四个方面。

（一）价格机制方面：波动风险与用户承受能力不匹配

市场化改革后，电能量价格完全由市场形成，其波动性显著增强。这既受到煤炭、天然气等一次能源价格剧烈波动的影响，也与极端天气频发、新能源出力不确定性及经济周期变化等多重因素密切相关。绝大多数用户，尤其是缺乏专业团队与资金缓冲能力的中小微企业，风险承受与管理能力严重不足。

不匹配首先体现在零售套餐的选择困境上。用户若选择固定价套餐，虽能锁定成本，却可能错失市场价格下行时的红利；若选择浮动价，则须直面市场价格飙升的风险。调研显示，约55%的中小用户在此选择中感到困惑，难以匹配自身风险偏好。其次，在连续运行现货市场的省份，实时电价的短期极端波动构成直接冲击，即便用户大部分电量已通过中长期合约覆盖，少量的偏差电量如以数倍于中长期合约价的实时电价结算，仍可能导致预算失控。更深层的问题在于，有效的风险管理工具普遍缺失。国内电力期货、期权等标准化金融衍生品市场仍处起步阶段，场外定制化产品门槛高、供给少，使得广大中小用户几乎无法通过金融工具对冲价格风险。由此，难以预测的购电成本已成为影响其经营稳定性的重要不确定性因素。

（二）市场建设方面：市场运作不规范与用户参与度不足

当前我国售电市场呈现“数量多、规模小、质量参差不齐”的格局，市场运作仍显粗放，用户深度参与面临障碍。据统计，截至2025年底全国注册售电公司已超5800家，但超过八成公司年售电量不足1亿千瓦时，市场集中度低，呈现出“野蛮生长”态势。

这种格局下，恶性竞争与经营风险突出。部分售电公司为抢占份额，以低价套餐吸引用户，然而自身缺乏对批发市场价格波动的风险预判和资金储备，导致其在批发市场价格飙升时无力履约。2023至2024年间，全国已有42家售电公司因严重亏损而退出市场，波及超2万户中小用户，直接影响其用电的连续性与稳定性。

与此同时，信息不对称问题依然显著。零售套餐合约条款复杂，约65%的中小用户反映难以理解偏差考核、价格联动等关键内容。部分售电公司存在风险提示不足、宣传不实等问题，使用户在不知情中承担了未预见的成本与风险。

从市场角度看，服务能力整体薄弱。绝大多数售电公司商业模式仍停留在简单的“批零价差”套利上，缺乏为用户提供负荷管理、能效优化、碳资产服务等增值服务的能力。调研显示，仅约18%的中小用户曾从售电公司获得除购电以外的专业服务。市场尚未形成以专业服务创造价值的良性生态，这既限制了用户的获得感，也制约了售电市场本身的健康与可持续发展。

（三）成本分摊问题：系统运行费用分摊机制有待完善

截至2025年底，全国风电、光伏发电装机总容量已占全国发电装机容量半数以上。随着新能源装机规模的快速提升，电力系统对灵活性调节资源的需求日益迫切，由此产生的系统运行费用也持续扩大。2024年，全国辅助服务费用规模已达580亿元，较五年前增长超过四倍。然而，当前系统运行费用的分摊机制仍显粗放，难以适应高比例新能源并网下电力系统的发展需求，主要表现在三个方面。

一是责任划分不清晰。系统运行费用的产生源于多重因素，包括新能源出力波动、用户负荷变化以及用户高可靠性用电需求等，但相关责任主体之间的量化分摊机制尚未建立。此外，用户需求侧管理、调峰辅助服务、现货市场峰谷价差机制均承担削峰填谷功能，但未明确各类政策措施对应的成本责任主体，缺乏协调与成本界定的清晰框架，导致责任归属模糊。

二是分摊标准不统一。当前各地区执行的分摊规则差异较大，有的按用电量平摊，有的按最大需量或峰时电量加权计算，造成地区间用户负担显著不公。例如，同一家大型制造企业在不同地区承担的系统运行费单价可能相差近一倍，这不仅影响用户成本预期，也不利于全国统一电力市场体系建设。

三是费用透明度不足。目前用户电费账单中通常只列示“系统运行费”总额，并未进一步分解显示，也缺乏计算依据的说明。调研显示，约75%的用户并不清楚该部分费用的具体来源，难以对费用合理性进行监督，影响了分摊机制的公平性与公信力。

总体来看，系统运行费用分摊机制在责任界定、标准统一与信息透明方面均有待完善，这不仅关系到用户成本的公平负担，更影响电力系统长期安全稳定运行与市场化改革深化。

（四）公平问题：交叉补贴面临诸多困难

我国长期实行的“工商业用户补贴居民、农业用电”的交叉补贴政策，这种隐性补贴主要通过两个渠道实现：一是在输配电价核定过程中，需要抬高工商业用户输配电价标准，降低居民、农业用户输配电价；二是在系统运行费用中增加工商业用户分摊比例，弥补居民、农业用户的用能成本缺口。这种做法造成不同用户群体间承担了不公平费用。据测算，2024年全国工商业用户承担的居民农业交叉补贴总额约2100亿元，平均每千瓦时工商业用电承担补贴约0.04元。

当前，交叉补贴改革面临诸多实际困难。一方面，居民电价直接关系民生保障，短期内大幅调整的可行性较低，其次，不同地区居民收入水平、用电需求差异较大，统一调整难度大；另一方面，明确补贴来源、建立市场化补贴机制需要能源、财政、价格等多部门协同推进，涉及利益格局调整，政策落地阻力较大。尽管国家层面多次强调要“逐步清理规范交叉补贴”，但具体改革路径、时间表仍未明确。

四、完善建议

（一）构建多层次风险防控体系

为保障用户权益并提升市场整体稳定性，亟需构建涵盖“金融工具、标准合约、监管保障与主体赋能”的多层次风险防控体系。具体而言，应从以下几个层面协同推进。

首先，应加速推进电力金融市场建设。建议在现货市场运行成熟的地区，率先推出以区域电价指数为标的的标准化期货、期权合约，为市场提供公开、透明的长期价格信号与套期保值工具。同时，鼓励金融机构和专业机构开发适合中小用户的场外风险管理产品，降低其对冲价格波动的门槛。

其次，需全面强化零售侧规范管理与能力建设。一方面，监管机构应着力规范交易行为，通过推行标准化的零售合同示范文本来明确关键条款、防范信息不对称。同时，鼓励售电公司创新套餐设计，探索与指数挂钩的“浮动电价+固定服务费”模式，或提供设有价格上限的“保底”套餐，使用户在享受市场红利的同时明确风险边界。另一方面，必须加强对市场主体的监管并赋能用户，通过建立公开透明的售电公司信用评价体系，引导市场优胜劣汰，并对侵害用户权益的行为加大惩处力度。此外，还需通过编制指南、开展培训等方式，系统性地提升中小用户的市场参与能力和风险意识。

最后，应积极推动虚拟电厂等新兴业态发展。通过完善市场规则，支持其聚合分布式资源参与电力交易与辅助服务，以市场化方式挖掘系统灵活性潜力，从源头上降低整体运行成本，从而间接惠及广大用户。

（二）优化系统运行费分摊机制

为建立公平高效的系统运行费用分摊机制，应围绕“责任清晰、标准统一、公开透明”三大目标，实施系统性改革。

核心在于建立权责对等的成本分摊原则。必须明确界定不同主体对系统调节需求的“责任”，推动从“用电量均摊”向“责任分摊”转变。具体而言，应建立“波动性责任量化机制”，对新能源场站按其出力预测偏差与波动幅度收取调节费用，对用户则依据其负荷波动特性、峰谷用电比例及可靠性要求差异化征收系统适应性费用，真正落实“谁引起、谁承担”。同时，需厘清需求侧响应、辅助服务与现货市场等不同机制的成本边界，避免重复分摊。

关键举措是推动分摊标准的规范与统一。建议由国家主管部门牵头，制定全国统一的系统运行费分摊指导框架，明确核心原则与计算方法。在统一框架下，允许地方结合实际优化参数，但必须确保同类用户在不同地区间的负担相对均衡，减少地区间不公平竞争。应优先推广结合“用电量、最大需量与峰时负荷系数”的综合分摊模式，以更精准地反映用户对系统运行的实际需求与影响。

执行保障在于全面提升费用透明度。电网企业及售电公司按月详细披露系统运行费的具体构成、计算依据与分摊比例，并通过电费账单、线上平台等渠道向用户提供清晰易懂的解读说明。同时，应建立用户咨询反馈机制，及时解答疑问，从而构建起用户能够理解、监督并信任的成本分摊机制。

（三）规范社会责任费用中的交叉补贴

为破解长期存在的交叉补贴难题，推动社会责任费用透明化与公平化，建议采取“三步走”策略，逐步清理规范交叉补贴，构建市场化、公平化的补贴机制。

改革的首要基础在于全面摸清补贴底数。建议由国家发展改革委、国家能源局与财政部牵头，在全国范围内开展交叉补贴专项审计，精准核算居民、农业用电的实际补贴规模、渠道及承担主体，并建立动态监测体系，为后续改革提供坚实的数据支撑。

在厘清现状后，核心是建立透明、可持续的过渡性保障机制。可在保持居民、农业电价基本稳定的前提下，设立过渡性基金，该基金来源可结合在输配电价外单列征收与财政专项拨款，并明确向工商业用户征收的补贴费用标准，并在用户电费账单中单独列示“民生保障基金”科目，替代过去的隐性交叉补贴，实现“暗补”变“明补”，大幅提升政策透明度与公众认知。

长远而言，需稳步推进居民、农业电价市场化改革。在保障民生与农业生产的前提下，渐进式优化居民阶梯电价各档电量与电价水平，逐步反映供电成本。对于农业用电，按作物品种实行差异化定价，对粮食生产等战略性农业用电维持优惠，对经济作物种植、农产品加工等用电逐步与市场价衔接。为确保改革平稳推进，必须同步建立针对困难群体的直接现金补贴机制，实现从普惠式低价用电向精准化民生保障的转变，从根本上提升补贴效率。

五、总结

电力市场化改革是一项关乎发展全局、兼顾效率与公平的系统工程，承载着优化资源配置、保障能源安全、推动绿色转型和稳定社会预期的多重使命。当前，我国用户侧电价改革已步入机制转换的“深水区”，在此关键阶段，必须毫不动摇坚持市场化方向，以系统思维破解深层次矛盾，在持续深化市场机制建设的同时，着力强化风险防控、健全民生保障、促进公平负担。

未来的改革之路，应始终以保障用户权益、尤其是维护广大中小用户健康发展能力为重要落脚点。通过加快构建多层次风险防控体系、持续规范市场运行、完善成本分摊机制、稳步推动交叉补贴透明化改革等举措，确保改革红利公平惠及各类市场主体。唯有如此，方能逐步构筑起开放、透明、高效、公平的现代电力市场体系，使其不仅成为电力资源优化配置的高效平台，更成为支撑经济高质量发展、促进社会和谐进步、推动能源清洁转型的坚实基础设施，为中国式现代化建设注入持续而可靠的能源动力。