还需要深化，同时也面临着不少挑战，包括：煤电价格关系不适应越来越高的电力安全供应需求；电价体系和机制不适应清洁能源科学发展的需求；跨省区输电价格机制难以适应电力资源大范围优化配置的需要；偏低的电价水平难以适应严峻的节能减排形势要求；电价水平和机制仍不适应电力市场化改革的需求等等。针对以上的问题，我们对电价改革提出以下几点建议：

相关价格机制，引导科学发展。在电力运行环节，重点提高调峰积极性、吸纳更多的清洁能源：一是煤电、热电、燃气、核电打破现行平均上网电价，均实行峰谷分时标杆上网电价；二是水电按流域实行峰谷分时标杆上网电价；三是建立健全发电辅助服务价格、抽水蓄能电站和储能价格机制。在电力输送环节，重点提高清洁能源基地跨地区输送能力：一是适当提高风电等可再生能源发电接入系统的补贴额度；二是将送出省因大规模可再生能源发电配套送出需要的网架加强工程纳入可再生能源补贴范围。在用电环节，重点提高对低谷清洁能源利用率：一是全部电力用户实施峰谷电价或季节性峰谷电价，加大价差，居民生活用电逐步实行峰谷分时阶梯电价；二是尽快制定电动汽车充换电价格。

在内的跨省区电网，以省为价区按联网安全和输电功能统一制定输电价、安全价；其次，逐步理顺跨区跨省电网输电价传导机制，促进各级电网协调发展。

价联动机制，反映一次能源价格变化对电价的影响，及时传递价格信号，引导用户节能节电；二是对各类用户实行以供电成本为基础的差异化调价机制，逐步优化阶梯电价，缓解各类用户的交叉补贴矛盾；三是制定适应电力对其他能源进行合理替代的电价政策，提高电能在终端能源中的比重。

　　第五，做好基础性工作，促进全国性公平开放高效的电力市场建设。一是稳步推进省级电网输配电价改革试点工作，为市场化改革奠定基础；二是逐步实行发电厂接入价，制定仅与接入点和电网使用情况相关、由用户和电厂共同承担的分省跨省区输电价和安全价，促进发电厂公平竞争、各地区用户公平负担，为全国性电力批发市场建设创造条件；三是为各类用户核定合理的输配电价标准，制定消减交叉补贴的实施方案，统筹考虑直购电和非直购电用户输配电价关系，为售电侧竞争创造条件；四是核定各类电源环境排放折价标准，纳入电力市场竞价规则，促进节能调度与市场竞价相统一。