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近年來，電改一直是推動我國能源行業高質量發展的重要抓手。國家發改委、工信部、財政部、人民銀行日前聯合發布的《關于做好2020年降成本重點工作的通知》，明確提出繼續降低一般工商業電價，“全面完成第二監管周期省級和區域電網輸配電價核定，指導各地落實燃煤發電上網電價形成機制，開展電價改革相關政策跟蹤評估”。電價改革再次成為行業關注的熱點。
2013年11月12日中共十八屆三中全會通過的《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》，是包括網絡型自然壟斷行業改革在內的我國各項改革任務的頂層設計和總體規劃。2015年3月15日中共中央、國務院發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下稱“9號文”）進一步完善了電力體制改革以“管住中間、放開兩頭”為重點的總體思路和改革方案。2015年8月24日，中共中央、國務院發布《關于深化國有企業改革的指導意見》，再次指出自然壟斷行業的改革重點。2015年10月12日，中共中央、國務院發布《關于推進價格機制改革的若干意見》，開章明義地指出“價格機制是市場機制的核心，市場決定價格是市場在資源配置中起決定性作用的關鍵”，并進一步提出能源價格市場化改革思路。2020年5月11日，中共中央、國務院發布《關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》，再次強調構建有效競爭的電力市場。2020年3月13日國家發展和改革委員會發布的第31號令（即新版《中央定價目錄》）將“電力”項目限定為“輸配電”。
能源價格改革的難點和關鍵在于電價改革。電力市場中交易的并非物理的電能，而是發電權與用電權，交易結果體現為各種不同的調度計劃。電能由于物理上的無差異性，以及復雜的物理網絡（電力系統），成為世界上最復雜的商品之一。“一滴水中見大海”，1度電的成本中體現了整個電力系統的成本。另一方面，由于幾十年來我國電價政策一直在持續調整，對電能成本，尤其是財務費用有重大影響，因此，電價具有鮮明的“歷史性”。
我國電力工業已有約140年的建設和發展歷史，百余年來特別是改革開放以來，我國電價政策發生了許多變化，較好地適應了國民經濟和社會發展的需要，并支撐起世界上規模最大的電力工業。
電力行業傳統上是壟斷行業，一般采用基于會計學的定價理論與方法，著眼于賬面上的平衡，因而和一般商品定價沒有本質區別，即會計成本（折舊、營運、稅收）加上利潤。由于它是基于平均成本的概念，因此是靜態平衡和“向后看”的。另一方面，由于電力產品是國家重要的基礎性資源，并非普通商品，因此電價除了商品屬性，還有復雜的社會屬性，體現國家的產業發展導向，因此形成了一系列所謂的政策性電價，包括：煤電價格聯動電價、發電上網標桿電價、用戶分類與目錄電價、基金及附加、還本付息電價、脫硫電價、城鄉用電同網同價、高耗能產業差別電價、可再生能源發電上網電價、居民用電階梯電價等。
從上世紀70年代起，世界各國都開始醞釀電力市場改革。區別于會計學成本定價模式，市場化的電價取決于經濟學成本與經濟學效益，由于一般基于經濟學中的“邊際”概念，需要采用數學優化模型計算出來。從2002年國務院印發《電力體制改革方案》（下稱“5號文”）起，我國開始著手進行電力體制改革并建立合理的電價形成機制，將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價，從會計學成本定價逐漸向經濟學成本定價過渡，逐漸形成了發電、輸配、售電的三環節電價。
9號文旨在打破電網“統購統銷”的經營模式，建立發電方（供給方）和用電方（需求方）的直接交易關系，將“有序推進電價改革，理順電價形成機制”作為改革重點任務。發電企業和電力用戶（或售電公司）可以通過多種方式開展批發交易，形成電能量批發價格。售電公司和其代理的電力用戶之間形成電能量零售價格。對于輸配電價部分，價格核定的原則是“準許成本+合理收益”。因此，在新一輪電改所建立的電價體系中，用戶終端電價的形成機制是：
用戶終端電價=市場電能量交易電價+輸配電價+政府性基金及附加
電價事關國計民生，必須極其慎重對待，因此對電價形成機制、電價結構及電價水平的深入分析和研究十分重要。電價理論是電力市場的基礎理論，主要包括兩個部分：一是電能成本分析（也稱“電價預測”），二是電力市場中的電價形成機制。電能成本分析是衡量電能量價格是否合理的基礎，但電價最終要通過市場機制（即雙邊、集中競價、掛牌等不同的交易方式）形成。在理想電力市場中，出清電價應與電力系統中的電能邊際生產成本和電力用戶的電能邊際效用相等。電能商品的定價應以對電能價值規律的深入分析為基礎，并建立電力系統優化規劃、優化運行的數學模型，屬于大規模復雜系統優化問題，長期以來一直受到世界各國學者們的關注。
由于電能難以存儲的特性，消費者不能購買電能并存儲以備日后消費，只能提前（或在消費時刻）購買，因此電能商品的交易過程更接近于服務商品（如圖1）而非普通實物商品（如圖2）。
供電服務可與航空服務進行類比，在從A地到B地的飛行里程中，航空公司所銷售的并非座位本身，而是座位的使用權。這種服務的生產和消費是同時進行的，也是無法存儲的。飛機從A地飛往B地的過程就是服務的生產過程，同時也是消費過程，飛機到達B地后服務的生命周期即結束（用消逝線表示，如圖2）。在日常生活中人們一般會提前購買機票，緊急情況下也會在飛機起飛前臨時購買機票。
因此，服務商品和普通商品交易的關鍵區別之一在于：由于服務商品無法存儲，只能在生產和消費之前（或在消費時刻）出售；雖然普通商品也可以在生產前出售，但制造企業有選擇在生產前（遠期交易）或生產后（庫存現貨）出售的自由。由于服務商品的生產和消費是同步的，一般情況下服務商品的交易和消費就是分離的，可以在服務商品交割之前（遠期市場，在我國電力市場中稱為“中長期交易”）或交割時（現貨市場，在我國電力市場中稱為“現貨交易”）完成交易，如圖2)。服務的特殊性導致消費者面臨兩種風險：價值風險和不可用風險。價值風險即購買者提前購買并在后期消費時的服務價值具有不確定性（如新冠肺炎疫情導致的機票價格嚴重下跌），會促使購買者等到消費時（即通過現貨市場）購買。不可用風險即如果購買者只在消費時（即通過現貨市場）購買，將面臨無法獲得服務的風險（如一般情況下在飛機起飛前往往難以買到座位），因此會促使購買者提前購買。由于商品價值與可用性之間存在這種權衡，服務型商品的遠期市場和現貨市場往往是并存的，其定價理論比較復雜，仍在發展之中。
對電能成本問題的研究可分為電能短期成本分析與電能長期成本分析，其理論基礎是微觀經濟學有關生產成本的理論和相關的數學優化理論，特別是數學優化中的對偶優化原理與有限資源影子價格密切相關。拉格朗日乘數法及其擴展的拉格朗日松弛法是電能成本分析采用的基本方法，可揭示市場機制的內在機理。
實時電價（即電能現貨價格）的概念和理論最早是由麻省理工學院Schweppe教授等在上世紀八十年代初提出的，由電能短期邊際成本決定，其核心是電力系統機組組合和負荷經濟分配（經濟調度），即在滿足系統負荷及備用要求和機組運行的技術條件約束下，確定未來一定期間內各機組的開停機時間，并在機組間分配負荷，以使系統總的運行費用達到最小。電能短期成本分析模型的特殊要求是應體現電價信號引導市場供需平衡的機制，因此求解算法應能產生對于系統負荷需求攝動的影子價格。
電力市場中所交易的電能商品的一般形態是具有一定時間跨度的功率曲線，但時間因素在傳統的電力市場理論中未得到足夠重視，這在可再生能源大規模接入和對系統靈活性需求急劇增加的新背景下已難以應對。因此，可以重新定義基于帶時標的電能量塊的連續時間電能商品定價模型，并采用更先進的數學理論模型進行分析。引入連續時間電能商品模型后，不但可以實現傳統的實時電價，也可以實現按負荷持續時間定價，從而區分基荷、腰荷和峰荷機組差別明顯的技術特征及成本構成，還可以進一步為新型的靈活性資源定價建立理論基礎，也能為9號文中的中長期交易合理定價提供理論依據。
電價對社會各方的利益影響很大，也會直接影響到電力工業本身的發展（體現為合理的投資規劃）。在制定電價時應該考慮，不但要能引導短期電能供需平衡，也應當能引導長期電能供需平衡，實現資源的長期優化配置，因此有必要分析電能長期成本，其核心內容是對長期邊際成本的計算。傳統的按長期邊際成本定價的方法是兩部制電價方法，即電量按短期邊際運行成本定價，而容量按長期邊際容量成本定價，并由此建立了與電能量市場相對應的發電容量市場。在電力市場新形勢下，采用同時反映邊際運行成本和容量緊缺程度的一部制電價有很多優點，但實現難度比較大，需要電價理論的創新與突破。
為進行電能長期成本分析，必須考慮系統的發展規劃，它由電力負荷預測、電源規劃和電網規劃構成，需要基于電力系統優化規劃模型進行。電能長期成本分析模型的特殊要求是應能體現電價信號引導市場供需平衡的機制，其求解算法應能產生系統容量需求和電量需求的影子價格。在我國，必須仔細處理有關發電容量的成本和效益，它將直接關系到發電廠商和電力用戶的利益。另一方面，由于歷史原因，我國電力行業發展受到諸多社會經濟因素的影響，特別是發電容量沉沒成本即使采用折現方法也缺乏可比性，難以僅用傳統的會計學方法解決，因此必須進一步研究合理的定價方法。在我國，綜合電能短期與長期成本分析、兼顧發電系統運行優化與容量成本回收的定價模型，有當量電價體系和基于拉格朗日松弛法的定價方法等，與國外的定價方法相比，這些方法更加適合我國國情。
輸電服務就是將電能從電能的生產者安全、經濟、優質地輸送到電能的使用者的過程。兩者都應該是輸電服務的客戶，共同承擔輸電費用。輸電費用的計算及分攤問題是輸電定價的核心內容。2015年以來，國家發改委、國家能源局發布了《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》等一系列文件，確定了我國輸配電定價和監管的基本思路。而輸配電價也繼續保留在新版《中央定價目錄》中。
輸電定價方法也建立在成本分析基礎上，其目的是將現有和新建輸電系統的費用合理分攤到輸電用戶，并得到合理收益。從服務方式上，輸電服務可以分為兩大類：點對點輸電服務和網絡輸電服務。國內外關于輸電成本的計算和分攤方法主要有兩種，即基于會計學的綜合成本法（包括郵票法、合同路徑法、兆瓦―公里法、邊界潮流法等）和基于經濟學的邊際成本法（包括長期邊際成本法和短期邊際成本法）。綜合成本法計算在未來給定的電價計算期內，為了供電所需的全部輸配電成本，包括固定成本和變動成本兩部分，并涉及稅金和利潤。利用綜合成本法制定的電價可以滿足電力企業財務平衡的需要，但不能及時反映成本隨供需、時間等各種因素的變化而變化的情況，是一種靜態的定價方法；邊際成本法著眼于未來，其定義為：在系統優化規劃及運行的基礎上，增加單位電能供應而使系統增加的成本。邊際成本定價方法計算復雜，理論也不夠成熟，是否適合我國國情仍有待深入研究。此外，網損是輸電成本的一個重要組成部分，如何將網損在電網使用者之間合理分攤也是輸電定價的重要內容之一。
當前我國省級電網輸配電價采用郵票法分電壓等級核定，并且包含各種類型的交叉補貼，存在的問題是價格難以準確反映成本信息和用戶的使用程度、交叉補貼標準不明確等。區域電網輸電價格也采用郵票法按地區核定，采用容量價和電量價兩部制電價的形式。跨省跨區專項工程輸電價格按經營期電價法核定。由于輸配電網的自然壟斷屬性，需對輸配電價進行監管。我國采用的是最簡單的投資回報率管制方式，即按照“準許成本加合理收益”的辦法核定輸配電價。輸配電定價方法及監管制度是輸配電價改革面臨的關鍵問題，目前仍有一些問題需要深入研究。
電力輔助服務主要指那些為維持供電可靠性、供電質量和電力系統安全穩定水平所必不可少的服務，主要包括：負荷跟蹤與頻率控制、旋轉備用、非旋轉備用、無功備用和電壓控制、黑啟動等。在電力系統傳統的計劃管理模式下，輔助服務都是義務提供的。在電力市場環境下，發電廠和用戶提供輔助服務應該是有償的，如何量化輔助服務并制訂合理的價格，在運行中如何優化輔助服務的調用是電力市場理論和實踐的難點。國家能源局于2017年11月印發的《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，要求加快建立電力輔助服務共享分擔的市場化新機制。
與輸電定價類似，基本的輔助服務定價方法也分為綜合成本法和邊際成本法。在各種輔助服務中，有些作為發電機組的義務（如一次調頻），有些是通過長期協議指定某些發電機組提供（如黑啟動）。而二次調頻（AGC）和備用（旋轉備用和非旋轉備用）一般通過市場化方式獲得，也是輔助服務市場設計的重點研究對象。如同現貨，對于輔助服務也需要在成本分析的基礎上設計交易機制，其交易最后體現為一個調度控制模型，一般通過電網調度機構進行。AGC調頻和備用輔助服務都需要發電機組提前預留容量，降低出力運行，因此將犧牲部分參與現貨電能量市場并獲利的機會，損失的這部分現貨市場利潤構成備用和調頻機組的機會成本，國外電力市場中常將其聯合優化出清。此外，我國在實踐中總結出來的深度調峰輔助服務定價方式值得肯定。深度調峰輔助服務并非傳統的輔助服務交易品種，應劃歸新型的靈活性資源交易。
目前我國電力市場輔助服務費用的分攤一般在電廠側進行。根據“誰受益誰承擔”的原則，電力用戶作為輔助服務的受益方，理應承擔一部分由發電廠提供輔助服務而付出的成本或造成的收益損失。因此，輔助服務費用的分攤機制應該從僅在電廠側分攤過渡到由電廠和電力用戶共同分攤。
簡單地說，市場機制可以概括為“供需決定價格，價格引導供需”，電價形成機制是電力市場建設的關鍵。由于電價問題的復雜性、電力工業在國民經濟中的基礎性地位以及電力產品的公共性，電價問題牽一發而動全身，并且與其他能源價格緊密相關，合理電價也難以通過單一途徑來形成。當前的電價結構和電價水平（尤其是財務費用）是我國長期以來各種電價政策歷史沉淀的產物，存在不合理的成分，但大部分還是合理的，并承擔了許多社會功能，并不適合一夜之間徹底顛覆。因此，在電價形成機制設計中，應清晰分辨哪些成分適合由市場競爭形成，哪些成分需暫時保持原樣。只有在對各種電能成本（包括會計學成本和經濟學成本）深入分析的基礎上，深刻認識電能價值的一般規律和我國的特殊規律，兼顧效率與公平，讓市場這只“看不見的手”和政府這只“看得見的手”協同配合、形成合力，精心構建適合我國國情的電價形成機制，電力市場改革才能順利推進。
