（来源：能源新媒）

文/白青峰

作者供职于中广核核电运营有限公司

电价传导不是为了增加用户负担，而是更好地体现全产业链价值。

截至2026年3月，我国风电、太阳能发电装机容量合计已突破18.9亿千瓦，占全国总发电装机容量的47.8%，电力系统“高比例新能源、高比例电力电子设备”的“双高”特征日益凸显，系统实时功率平衡与安全稳定运行压力持续加大。

当前我国电力需求侧响应能力整体偏弱，大量工业、居民、储能和电动汽车等柔性负荷资源未得到有效激活，难以适应新型电力系统源网荷储协同互动的运行要求。

电能量具有时间价值。不同时段电力生产成本差异明显，用户用电天然呈现峰谷分布，风电光伏出力的随机性与波动性进一步加剧了电力供需时序失衡。

电能量的时间价值并非人为设定，而是遵循电力生产与消费时空耦合规律的客观体现。实时电价的核心价值，在于通过价格信号精准反映不同时段、不同节点的电力稀缺程度，将实时发电成本、电网阻塞成本与供需形势直接传递至终端用户。

柔性负荷作为需求侧核心调节资源，是指在不显著影响用户核心生产生活需求的前提下，可依据电网调度指令或市场价格信号，主动调整用电时段、用电功率和用电方式的电力负荷。

向零售用户传导实时电价、以价格信号引导终端用电行为优化，是激活柔性负荷潜力、提升新能源消纳水平的关键路径，对于推动我国新型电力系统建设具有重要的现实意义。

01

现实问题

我国电力零售用户涵盖通过售电公司购电及电网企业代理购电的各类终端主体，普遍采用“月清月结”电费结算模式。当前，我国零售电价以政府核定的分时段固定电价为主，部分直接参与电力市场交易的用户逐步采用市场化形成的分时电价。

广东、山东、甘肃等电力现货连续运行地区已逐步推行“固定电价+现货价格联动”的混合定价模式。但该模式仍难以实现实时电价信号向终端零售用户的有效传导，价格机制对电力需求的优化引导作用未能充分释放。

一方面，现行分时电价在时段划分与价差水平上缺乏灵活性，难以匹配电力现货市场5分钟或15分钟级的价格波动，无法精准反映电力实时供需形势、新能源出力波动及系统边际运行成本变化；另一方面，居民用户对电价信号敏感度较低、主动响应意愿不足，中小工商业用户普遍缺乏专业化负荷管理能力与相应技术支撑，致使分时电价的削峰填谷与需求引导功能未能充分发挥。

实时电价信号无法传导至终端，直接割裂了电力系统实时供需与用户用电行为的关联，使得零售用户的用电决策脱离系统实际运行需求。大量可调节负荷（如工业生产设备、居民空调、电动汽车充电桩等）缺乏价格引导，无法主动错峰、填谷，造成电力系统峰谷差持续拉大，调峰压力剧增。

这直接导致“弃风弃光”与“电力短缺”并存的矛盾现象：在夏季高峰时段，由于用户无法感知实时电价上涨，工业负荷与居民空调负荷集中释放，电网调度被迫实施有序用电；而在夜间低谷时段，新能源出力充裕，叠加用户用电需求偏低，大量清洁电力难以有效消纳，造成资源浪费。需求侧响应能力不足，已成为制约源网荷储高效协同的关键瓶颈。

在我国现行市场模式下，售电公司既要承担电力中长期与现货市场价格波动风险，又要面对用户用电负荷预测偏差引发的偏差考核风险。在批发侧与零售侧价格传导脱节的背景下，售电公司成为价格波动风险的主要承担主体。

电力现货价格受新能源出力、负荷波动、电网阻塞等因素影响，以15分钟（或5分钟）为周期频繁波动，峰谷价差可达数倍。由于我国零售用户电价未能与实时价格同步联动，售电公司难以将批发侧价格风险有效传导至终端用户，进而形成显著的价格与偏差风险敞口。

当现货市场电价大幅攀升时，售电公司面临着“高价购电、低价售电”的倒挂困境，易产生大额亏损。若用户实际用电负荷与预测出现偏差时，高价时段的偏差电量结算将进一步放大售电公司的损失。这种“风险独担、收益受限”的经营模式，不仅削弱了售电公司抗风险能力，而且严重制约了售电行业持续健康发展。

02

零售电价传导意义

首先，可以激活柔性负荷资源，破解新能源消纳难题。根据《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）要求，自2026年3月1日起，直接参与电力市场交易的经营主体执行市场分时电价。

相较于传统固定分时电价，市场化分时电价的灵活性显著提升，但仍无法完全反映电力系统实时供需形势、电网阻塞状况与新能源出力波动的瞬时变化，在捕捉短时尖峰电力稀缺性与低谷充裕性方面存在不足。其价格激励与响应精准度，显著弱于直接面向用户传导的实时电价机制。

向零售用户传导实时电价，核心价值在于以市场化价格信号引导用户自主响应，释放海量柔性负荷资源，从根本上提升新能源消纳效率。

实时电价能够精准反映电力的时间价值，用户可根据新能源实时出力变化引发的电价波动自主调整用电行为：在负荷高峰、新能源出力不足时段，电价上行将激励用户主动削减非必要负荷、实施错峰用电；在新能源出力充裕、系统负荷低谷时段，电价下行将引导用户增加可调节负荷用电。

这种基于价格激励的自主响应机制，能够实现负荷精准削峰填谷，充分激发需求侧资源参与系统调节的潜力，为新能源大规模消纳提供重要支撑。

其次，可以化解售电公司风险，推动综合能源服务转型。构建实时电价传导机制，能够有效改变售电公司单独承担市场风险的现状，推动售电行业由传统“赚批零价差”模式向“风险管理+增值服务”的综合能源服务模式转型。

在实时电价传导机制下，售电公司可将批发侧实时价格信号同步传递至终端用户，实现购电成本与售电价格的实时联动，促使价格波动风险在各类市场主体间合理分担。

一方面，风险的有效疏导将显著降低售电公司经营亏损概率，提升行业整体抗风险能力；另一方面，售电公司可聚焦为用户提供负荷优化、储能运维、绿电交易、用能效率提升等多元化增值服务，助力用户降低用电成本、优化用能结构。

这不仅将推动售电公司从传统电力供应商向综合能源服务商转型，而且将促进售电行业向专业化、精细化方向发展，可进一步完善电力市场服务体系，实现市场多方共赢。

再次，能够完善电力市场体系，增强系统运行安全韧性。实时电价向零售侧有效传导，是健全电力市场化价格形成机制的关键环节，有助于充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

该机制实现了批发侧与零售侧价格的无缝衔接，使得电价能够真实反映电力的时间价值、供需关系与稀缺属性，还原电力的商品属性。通过精准传导实时价格信号，可有效引导用户自主优化用电行为，显著增强电力系统运行韧性。

在极端天气、供电趋紧等关键时期，价格信号能够快速激励用户削峰填谷，构建起兼顾电力安全保供与资源高效利用、可靠性与经济性协同的电力保供机制。

03

实施路径建议

首先应当加快智能计量建设，夯实价格传导基础。精准计量是实现实时电价有效传导的重要前提，需要全面升级用户侧计量体系，实现用电负荷的实时、精准与双向监测。

当前，我国部分居民用户及中小工商业用户尚未配备满足实时计量、双向通信要求的智能计量装置，用电数据采集频次与精度有限，难以支撑实时电价信号向终端用户高效传导。

为此，应加快推进智能电表升级改造，全面推广具备实时采集、双向通信及分钟级乃至秒级计量能力的高精度智能电表，实现用户用电数据的精准记录与同步上传，为电网调度、电力交易和售电服务提供可靠的数据支撑，助力源网荷储高效智能联动。

同时，应大力推动用户侧智能终端与储能设施建设，鼓励用户配置智能空调、电热水器、电动汽车充电桩及户用储能设备，依托物联网技术实现用电设施与电价信号的自动响应联动。

智能家电可基于价格信号自主感知、智能决策并自动错峰用电；储能系统能够根据电价波动自动完成充放电策略优化，在无须人工干预的情况下实现高效需求响应，从而为实时电价机制落地提供硬件基础与应用支撑。

其次从制度上健全电价公开机制，激发用户响应意愿。实时电价信息公开透明，是引导用户优化用电行为、激发需求侧响应意愿的重要前提。只有确保用户能够便捷、及时获取实时电价信息，清晰理解电价波动成因与未来趋势，才能有效激励其主动参与需求响应。

建议公开电力市场实时电价、当日及未来短期电价预测数据，支持用户通过手机APP、微信公众号、官方网站等渠道便捷查询。同时，建立电价动态预警机制，根据电价波动幅度设置分级预警阈值，当实时电价触及预警水平时及时向用户推送提醒信息，引导用户合理调整用电时段、规避高价用电风险，提升需求侧响应的精准性与有效性。

从零售端，要优化零售合同条款，推广代理费模式。优化电力零售合同条款，是实时电价机制推行的制度基础。一方面，监管机构与电力交易中心联合制定标准化零售合同范本，明确实时电价传导规则、结算流程及风险分担机制等核心内容，鼓励售电公司与用户签订电价实时联动型零售合同，实现零售电价与批发侧实时价格高效衔接。另一方面，稳妥推广代理费模式，逐步改变售电公司依赖批零价差的传统盈利方式，使售电公司不再承担市场价格波动风险，仅按用户用电量或服务内容收取固定或比例服务费。

该模式既可有效化解售电公司经营风险、促使用户直接感知电力市场真实价格信号，也能引导售电公司聚焦服务能力提升，加快向综合能源服务商转型，推动电力零售市场规范有序、多元可持续发展。

在新型电力系统建设与电力市场化改革的关键阶段，向零售用户传导实时电价，是破解电力系统“双高”运行难题、激活需求侧调节潜力、健全电力市场体系的重要举措。该机制不仅能够有效释放柔性负荷资源、提升新能源消纳水平，而且能够切实化解售电公司经营风险，推动售电行业向综合能源服务转型，全面提升电力市场资源配置效率与系统运行韧性。

推进实时电价传导落地，需要以智能计量设施升级、实时电价信息公开、零售合同优化为前提。这将为我国电力行业高质量发展注入新动能，为新型电力系统建设与能源绿色低碳转型提供有力支撑，对保障国家能源安全具有重要而深远的意义。