還需要深化，同時也面臨著不少挑戰，包括：煤電價格關系不適應越來越高的電力安全供應需求；電價體系和機制不適應清潔能源科學發展的需求；跨省區輸電價格機制難以適應電力資源大范圍優化配置的需要；偏低的電價水平難以適應嚴峻的節能減排形勢要求；電價水平和機制仍不適應電力市場化改革的需求等等。針對以上的問題，我們對電價改革提出以下幾點建議：

相關價格機制，引導科學發展。在電力運行環節，重點提高調峰積極性、吸納更多的清潔能源：一是煤電、熱電、燃氣、核電打破現行平均上網電價，均實行峰谷分時標桿上網電價；二是水電按流域實行峰谷分時標桿上網電價；三是建立健全發電輔助服務價格、抽水蓄能電站和儲能價格機制。在電力輸送環節，重點提高清潔能源基地跨地區輸送能力：一是適當提高風電等可再生能源發電接入系統的補貼額度；二是將送出省因大規模可再生能源發電配套送出需要的網架加強工程納入可再生能源補貼范圍。在用電環節，重點提高對低谷清潔能源利用率：一是全部電力用戶實施峰谷電價或季節性峰谷電價，加大價差，居民生活用電逐步實行峰谷分時階梯電價；二是盡快制定電動汽車充換電價格。

在內的跨省區電網，以省為價區按聯網安全和輸電功能統一制定輸電價、安全價；其次，逐步理順跨區跨省電網輸電價傳導機制，促進各級電網協調發展。

價聯動機制，反映一次能源價格變化對電價的影響，及時傳遞價格信號，引導用戶節能節電；二是對各類用戶實行以供電成本為基礎的差異化調價機制，逐步優化階梯電價，緩解各類用戶的交叉補貼矛盾；三是制定適應電力對其他能源進行合理替代的電價政策，提高電能在終端能源中的比重。

　　第五，做好基礎性工作，促進全國性公平開放高效的電力市場建設。一是穩步推進省級電網輸配電價改革試點工作，為市場化改革奠定基礎；二是逐步實行發電廠接入價，制定僅與接入點和電網使用情況相關、由用戶和電廠共同承擔的分省跨省區輸電價和安全價，促進發電廠公平競爭、各地區用戶公平負擔，為全國性電力批發市場建設創造條件；三是為各類用戶核定合理的輸配電價標準，制定消減交叉補貼的實施方案，統籌考慮直購電和非直購電用戶輸配電價關系，為售電側競爭創造條件；四是核定各類電源環境排放折價標準，納入電力市場競價規則，促進節能調度與市場競價相統一。