本次增资是在集团公司依托资本市场优化资产和平台布局、非隔离对接产业、非隔离打造行业龙头的背景下，与新能源资产重组同步谋划、协同推进的，开启了可持续、高标准对接资本市场的新征程，迈入了新能源生产经营和资本经营双轮驱动的新阶段，是集团打造绿色新能源平台、迈向资本市场的重要里程碑。
另外，全工况线下计算还需要市场主体双方花费大量的时间进行读取数据与核算，额外增加工作成本。这些用户的峰谷价格比例要求满足1.9峰段价格平段价格1.7，裸板谷段价格平段价格0.38，裸板（深圳用户要求满足1.73峰段价格平段价格1.53，谷段价格平段价格0.32）。
服务费是独立于电能量价格的费用，电源售电公司可与用户约定每使用一度电，电源向售电公司缴纳相应的服务费用，用户可将该项费用看作是中介费或手续费。使用零售合同范本，系列除了更规范合同约定条款外，还可以避免结算偏差的风险与减少工作成本。一旦用户与售电公司签订煤电价格联动条款，非隔离用户的电能量价格将会跟随着煤炭价格上下浮动。事实上，全工况在线签订合同时，用户应尽量自己进行操作。以前用户习惯于每月核对电费账单上的峰平谷分时段用电量与目录电价，裸板按照自身对应的目录电价来缴纳相应的电费。
目前煤电价格联动参考的指数是CECI煤炭综合价格指数，电源当结算月份的CECI指数对比基准值上下浮动每100元时，电能量价格也跟随着浮动相应的幅度。输配电价由政府分电压等级核定，系列反映输配电网络运营成本及合理收益，包含电能传输过程的损耗。但在供需形势趋紧、非隔离供应成本大涨的当下，煤电价格严重倒挂，供需关系与供电成本难以在现有价格中体现。
危机背后，全工况既有老问题，也有新问题。例如，裸板部分用户在市场价格上涨后退出市场，转而以目录电价向电网企业购电，只享受市场降价收益，不承担市场风险。对于部分暂未进入市场的工商业用户，电源目前由电网企业以代理方式从电力市场进行购电。对于电能替代潜力较大的供热、系列交通、系列岸电等，实施支持性电价政策，以激励和惩罚并举，合理反映零碳电力的环境正外部性、高碳电力的环境负外部性。
而个别省份将分时电价与中长期和现货交易相衔接，通过现货市场实时价格的调节，有效缓解了高峰负荷压力，抑制了发电企业亏损面的扩大。如此规定，有利于引导高耗能企业市场交易电价多上浮一些，可以更加充分地传导发电成本上升压力，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级，抑制不合理的电力消费、改善电力供求状况。
最近，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出构建安全高效、清洁低碳现代能源体系和以新能源为主体的新型电力系统，这一目标为我国能源电力发展确立了生产力变革之锚。我个人认为，为电网提供服务的，具有公共性，需要政府定价。2021年限电危机也不例外。对于大用户而言，电费支出占据经营成本比重较高，因此，大用户更有动力参与批发市场，以达成最符合自身经济利益的购电交易。
在这个过程中，应如何处理政府与市场的关系？这一问题是关乎整个经济体制改革的核心问题。针对689号文的要求，中国价格协会能源和供水专业委员会副秘书长侯守礼指出，电价市场化的核心是定价机制转换。国家发展改革委价格司司长万劲松在答记者问时表示，此次改革的重点在于两个有序放开：在发电侧，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。每一场危机都会引发一场反思，甚至倒逼一场变革。
电价的调整也是经济关系的调整。习近平总书记多次对政府与市场的关系作出论述，提出有效市场与有为政府相结合，为正确认识和处理政府和市场关系、全面深化经济体制改革指明了方向。
自新一轮电力体制改革启动以来，我国电价改革以加快完善主要由市场决定价格的机制为目标，已经走过了建章立制的阶段，十四五期间，电价改革需要在十三五电价改革实施的基础上进一步地深化和细化，推动价格机制的完善与落实。因此，定价形式也将产生一系列变化，分电源、分环节的电价将转向分市场、分时段的电价。
其中计划电是根据发用电计划，由电网企业统购统销并执行原上网电价和目录电价的电量，而市场电由国家核定输配电价、供需双方交易确定发用电价。其中煤电装机11亿千瓦，占总装机容量比重为47.8%，同比下降3.2%，电力装机延续了绿色低碳发展态势。从短期来看，燃煤发电上网电价的改革有利于进一步理顺煤电关系，保障能源供应。这样的方式就是以市场手段应对风险的思路。从系统角度分析，在传统的电力系统中，电力供需紧张的情况下，可以依靠安全稳定的煤电系统来保供，但构建新型电力系统，煤电占比下降或限发，煤炭开发利用受到限制，新能源出力波动大且有效容量低，其不可控不可调加大了电力系统的保供难度。储能是我国电力系统中的新型主体，也是为系统提供调节能力的主要力量。
对广大中小型用户来说，可能电费在生产经营的成本中占比较低，价格的波动对于经营影响并不显著，中小用户很难有精力和能力研究批发市场复杂的价格机制，那么这一类用户就不应直接暴露在批发市场，需要由售电公司针对用户需求提供定制化的购电套餐。在市场化改革的推动下，绿色价值应通过市场机制来体现，如将高耗能企业作为有偿责任主体，建立绿色电价套餐制度，在产品中标识绿色标签，推动其尽早进入碳市场及绿证交易中。
从长远来看，该政策对于双轨制扭曲资源配置、价格激励不足、市场建设推进迟缓等问题给予了长效应对机制。但当下的应急之举，并非根治电荒的长久之策。
对于这些变幻莫测的形势，电力中长期交易和现货交易如何面对，我们的市场规则能不能够包容如此大的变化？这些都是非常现实的考验。新旧电力系统混搭之下，出现不缺能源的能源危机，或将是未来电力保供的新常态。
5月25日，国家发改委公布《关于十四五时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689号），689号文对于十四五价格改革做出了全面的部署。据业内人士预测，十四五期间，全国电力供需形势总体仍然趋紧，面临系统性硬缺电风险。同时，对于容量电费的分摊与回收，侯守礼认为，在不同地方的电力系统里，风电、光伏等不可调电源对于系统调节能力的占用是不同的，需要按照谁受益谁付费、谁受益多谁付费多的办法进一步细化。部分地区中长期价格与分时电价衔接不紧，导致峰段负荷高的用户愿意进入市场，而谷段负荷高的用户更愿意继续留在目录电价中享受低谷优惠。
在1439号文出台前，大约有44%的工商业用电量通过参与市场形成用电价格，但也有一部分用户仍然按目录电价，通过电网统购统销购电，这属于工商业内部购电模式的双轨运行，引起了电力市场中的诸多乱象。但如何采取更加市场化的方式确定容量电价？侯守礼建议，每个省应根据本地新能源所占比例，综合评估其电力电量平衡情况，确定当地应具备的调节率，让所有具有调节能力的主体如新型储能、天然气发电机组、灵活性改造的火电机组等一起竞争形成容量电价。
今后将转向消费端，按使用需求来定价，从政府制定价格转向市场决定价格，价格水平由稳定转向灵活变动。侯守礼表示，电力市场是一个人为设计的市场，尤其需要政府制定科学、合理的规则框架来正确引导，但政府无需对企业投资和运行进行微观管制，而应以市场机制引导企业行为，这需要为市场机制发挥作用创造良好的空间，同时事先设计好监管规则，保证市场参与主体能够按照规则行事，防范市场失灵事件的发生。
从体制机制来看，过去电力处于政府管制下，应对缺电，采用限电和有序用电的方式来平衡供需，而当前电力处于计划和市场并存的体制下，电力市场处于初级阶段，面对上游煤炭的充分市场和电力需求的大幅增长，出现了价格失真，导致无法调节供需关系。预计到十五五末期乃至十六五初期，我国电力市场与价格体系建立将走向成熟与完善，届时我国已经迈过碳达峰的目标，并基本实现现代化建设，在这样的基础上，向着碳中和的目标从容迈进。
既存在电力供求的结构性不平衡，也存在绿色转型、计划向市场转型导致的新矛盾。十三五中后期，我国局部地区电力供需形势趋紧。在该文件的主导下，峰谷电价与中长期交易价格将更快地衔接，使用户更充分、更深入地认识到电力电量成本是时间和空间的函数，从而推动新型电力系统下的负荷曲线优化。为了解决电力供应危机，国家发改委、国家能源局联合开展能源保供稳价工作督导，出台了一系列具体措施，各大电力央企投入保电攻坚，随着煤炭价格逐渐回落，保供电取得了阶段性的成效，供电工作恢复常态
11月份，全国发电量6540亿千瓦时，同比增长0.2%。从用电看，111月份全国全社会用电量同比增长11.4%。
其中，一产、二产、三产和居民生活用电量同比分别增长18.1%、10.2%、19%和7.5%。11月份，我委共审批核准固定资产投资项目14个，总投资2615亿元，主要集中在交通、能源、水利等领域。
从发电看，111月份全国规模以上工业发电量73827亿千瓦时，同比增长9.2%，比2019年同期增长11.3%，两年平均增长5.5%。其中，核电、风电、太阳能发电同比分别增长4.1%、27.7%、22.7%，火电、水电同比分别下降2.5%、1.9%。