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国家发展改革委会同国家能源局公布《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确提出优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制。居民电价改革，历来是电力体制改革中敏感的“神经末梢”，“改革”二字在居民电价领域几乎与“涨价”画上等号，这种心理惯性使得居民侧价格机制调整长期处于“动辄得咎”的困境之中。但事实并非如此，改革的收益者，恰恰是居民自己，居民电价改革的核心逻辑是通过价格信号，让用电行为与电力系统的真实供需状态相匹配——高峰时段贵一点，把大功率电器挪到低谷时段用，电费账单降下来，引导错峰用电；低谷时段便宜些，电动汽车用户在低谷充电，鼓励多用清洁电。居民成为“产消者”，家庭不再只是电费的“支出项”，更可以成为灵活调节的“收入项”。
如今，电力系统已迈入市场化时代，电价不再是一个固定数字，而是一个随供需关系波动的信号。居民电价改革的真正目的，是让每个家庭都有机会通过行为的改变，来主动管理自己的电费支出——用“行为的优化”替代“价格的被动接受”。国际经验也表明，居民电价改革需要兼顾成本反映与民生保障，还要发挥负荷调节作用。下一步，建议我国居民电价改革，可在保持基本用电价格稳定的前提下，推动居民通过虚拟电厂参与需求响应和车网互动市场。
我国居民电价改革历程
厂网分开初期（2002~2014年）：单一目录电价保障基本民生
长期以来，我国居民用电执行政府定价，这一阶段解决了居民用得起电的问题。居民电价低于工商业电价，部分供电成本由工商业用户承担。统一低价有利于城乡电气化和基本生活保障，也形成了较为稳定的社会预期。随着居民用电量增长，普遍补贴覆盖了高收入家庭和高耗电家庭，节约用电的价格约束较弱。价格结构主要按用户类别划分，家庭之间缺少用电量差异，时段差异更未进入账单。在电力系统规模较小且居民负荷占比较低的阶段，这种安排具有可操作性。
2011年，国家发展改革委印发《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见的通知》(发改价格〔2011〕2617号)，居民生活用电试行阶梯电价，开始区分基本用电和较高消费，目标是保障基本用电、促进节约。2012年7月，全国大多数省份开始试行居民阶梯电价，居民用电被划分为三档：第一档覆盖约80％居民家庭，价格保持基本稳定；第二档覆盖到约95％家庭，度电加价原则上不低于0.05元；第三档度电加价原则上不低于0.30元。2013年，国家发展改革委发布《关于完善居民阶梯电价制度的通知》（发改价格〔2013〕2523号），要求推进一户一表改造，妥善处理一户多人口问题，并对峰谷电价作出进一步安排，但这个阶段的阶梯电价管住了全年或月度用电总量，对晚高峰和新能源大发时段的调节作用较弱。
新一轮电改（2015~2025年）：分时电价框架逐步形成
2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）印发，标志着新一轮电改正式启动，核心是“管住中间、放开两头”，让电价反映市场供需。电力商品属性被激活，居民侧价格改革开始从“阶梯覆盖”转向“时段引导”。2021年，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），文件明确“有条件的地方，要按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差”。
这一时期，居民用电生活也发生着深刻变化。2025年全社会用电量达10.37万亿千瓦时，较2015年的5.55万亿千瓦时近乎翻番。城乡居民生活用电从2015年的约0.8万亿千瓦时增至2025年的1.59万亿千瓦时，十年间接近翻倍，年均增速约7.9%。电动汽车普及和智能家居推广，使居民负荷结构日趋复杂，分时调节需求日益迫切。截至2024年底，已有22个省（市）实施居民个人充电桩分时电价，通过价格信号引导充电行为，挖掘居民负荷灵活性。但同时，各地实践进度不一，峰谷价差偏小、时段划分与新能源出力不匹配等问题仍然突出。居民难以判断选择分时电价后能否节省电费，电网企业也缺少直观的账单测算工具。
2026年：居民电价开始与新型电力系统衔接
2025年我国全社会用电量达到103682亿千瓦时，可再生能源装机达到23.4亿千瓦，市场化交易电量占比达到64.0％。批发侧的电价已经随供需关系实时波动，但居民侧仍以目录电价为主，价格信号被阻挡在“最后一公里”之外。在新型电力系统下，居民电价到了不得不改革的时候。
其一，价格信号失真。传统峰谷划分基于火电为主的稳定供给格局，彼时用电高峰集中在白天，低谷在深夜，峰谷时段相对固定。但如今新能源装机占比已接近50%，电力生产节奏被彻底改写——光伏在正午集中大发，原本的“用电高峰”反而变成电力充裕的“价格洼地”；傍晚光伏出力锐减、晚高峰用电攀升，供需矛盾突出。峰谷时段与现实供需脱节，电价信号无法引导居民错峰用电。
其二，阶梯电价调节功能钝化。随着家庭电气化水平提升，大量家庭的用电量因生活水平提高而“被动”进入更高档位，电价机制本应承担的“保基本、防浪费”功能出现偏移。更重要的是，居民对阶梯电价的价格敏感度远低于政策预期，特别是进入第三档的高用电量家庭，即便电价再高，其用电行为也几乎不受影响，温度等因素才是真正的用电主导力量。在高温、严寒等极端天气面前，价格杠杆显得力不从心，节能引导作用未能充分释放。
其三，交叉补贴矛盾待解。我国长期坚持居民用电保本微利、普惠兜底的原则，居民电价显著低于工商业电价，居民/工业比价约为0.85倍，在主要国家中处于低位。这一模式在保障民生的同时，也意味着工商业用户承担了隐性的交叉补贴——用电越多、享受补贴反而越多的“倒挂”现象长期存在。
《规划》首次提出优化居民阶梯电价制度和推广居民分时电价机制。这两项安排写在全国统一电力市场建设任务中，与现货市场建设并列安排。居民电价由民生保障政策进一步延伸到电力系统运行机制。
国外居民电价机制分析
美国居民电价包含电能费、输配费用、容量保障和公共政策成本。美国能源信息署数据显示，2026年5月，居民平均电价为18.44美分/千瓦时（约1.25元/千瓦时）、工业平均电价为8.71美分/千瓦时（约0.59元/千瓦时），居民电价约为工业电价的2.12倍。差距主要来自配电和服务成本，部分地区尖峰日还可执行关键峰值价格。
英国经典的Economy 7居民分时电价机制，设置夜间7小时低价谷段，其余时段执行更高的峰段电价，初衷是消纳夜间富余电力、服务储热式电采暖。英国在电力零售充分竞争的基础上，设置居民默认电价上限。2026年 7月，英国居民电价电量部分上限折合约2.38元/千瓦时，另收取每日约5.22元的固定服务费，以上价格均包含增值税。
德国居民电费账单涵盖电能采购费、输配网络使用费，同时叠加各类税费与政策附加。2025年下半年，中等用电规模家庭含税平均电价为38.69欧分/千瓦时（约3.02元/千瓦时），非居民用户均价22.64欧分/千瓦时（约 1.77元/千瓦时）。德国居民电价处于欧洲较高水平，高占比的可再生能源并未直接带来终端电价下行。
法国EDF推出的Tempo动态电价合约，是另一颇具参考价值的国际实践。该产品结合 “日期类型+日内峰谷” 形成六档电价，按电力系统紧张程度将全年划分为蓝色、白色、红色三类日期。这套机制跳出固定时钟峰谷的局限，但对用户用电管理能力提出较高要求，倘若在红色尖峰日未能主动削减用电，短短数日便可能抵消一整年的电费节约。2026年8月，法国基础居民电价为20.01欧分/千瓦时（约1.56元/千瓦时）。
日本放开电力零售市场，居民既可以选择传统阶梯电价，也可选用分时电价产品。以东京电力2026年7月标准家庭方案为例，月用电量260 千瓦时场景下，折合电价约33.9日元/千瓦时（约1.46 元/千瓦时）。居民账单清晰列示基础服务费、电量电费，燃料价格调整金、可再生能源附加单独计列，批发市场价格波动可通过燃料调整机制与零售合同向终端传导。
新加坡自2019年起全面放开居民售电选择权，所有家庭均可自主挑选零售售电商，同时保留SP集团的监管电价作为兜底默认选项。2026年第三季度，新加坡含税监管电价约1.84元/千瓦时，该价格每季度依据天然气成本变动进行调整。家庭用户既可以切换至社会零售商套餐，也可随时切回监管电价；若零售售电商退出市场，用户将自动转回SP集团，保障供电不中断。
澳大利亚在充分竞争的零售市场框架下设置默认市场报价，为未主动选择商业套餐的居民提供兜底合约。以新南威尔士州Ausgrid供电区域 2026~2027年度为例，分时制默认报价中，谷段电价24.04 澳分/千瓦时（约1.14元/千瓦时），高峰电价60.20澳分/千瓦时（约2.87 元/千瓦时），另计每日固定服务费。当地还推出适配光伏出力的太阳能共享电价产品，每日11时至14时执行零电价，对应高峰时段电价抬升至63.72澳分 / 千瓦时（约3.03元/千瓦时）。
梳理多国居民电价实践可以看到，市场化不等于简单把居民全部推向自由市场，民生兜底机制必不可少。各国路径虽各不相同：有的国家居民全面参与零售竞争，有的维持管制电价，还有的实行双轨制。但普遍形成一套共性制度安排：
一是竞争与兜底并存。即便放开零售选择权，也保留管制型默认电价、默认报价作为安全垫，防止普通用户被复杂市场、零售商经营风险伤害；
二是价格可以分层、分时、动态：既可以是固定峰谷，也可以是跟随系统紧张度变化的动态电价，但动态电价对用户认知、信息工具要求很高，并非简单一推了之。
三是成本尽量显性化。把输配、政策附加、容量成本在账单上分开列示，让用户看懂电价构成；居民电价和工商业电价存在客观价差，受输配、服务、系统保障成本影响，居民电价天然更高，高比例新能源并不必然带来终端电价下降。
针对我国居民电价改革建议
厘清改革边界，守住基本用电民生底线
居民电价事关基本民生，电价总水平调整需审慎。建议第一档电量继续覆盖绝大多数家庭，稳住基本生活用电价格。改革实施前，向用户推送过去 12 个月模拟账单，对比展示现行电价与分时电价的电费差异，明确实现节电所需的移峰用电量；用户选定方案后，电网按月反馈高峰用电占比与电费变动情况。
统筹阶梯与分时两套机制，阶梯电价管控用电总量，分时电价调节用电时点，严防同一用电行为重复加价。第一档用户可自主选择峰谷电价，二、三档保留原有阶梯加价，峰谷系数仅作用于基础电价，计费规则在账单单独列明。分时时段适配新能源出力变化，各省每年公布负荷曲线与调整依据，调整峰谷时段需提前三个月告知居民。
构建差异化产品体系，匹配家庭调节能力
建议设置四类居民电价产品，适配不同家庭的负荷调节能力。普通家庭可继续沿用稳定的阶梯电价；具备错峰用电条件的家庭，可自愿选用分时电价产品；家用充电桩可实行独立计量，电采暖、蓄热式电热水器负荷可配套专门低谷电价；安装光伏、储能以及具备车网互动条件的家庭，可以依托售电公司、虚拟电厂参与需求响应，获取负荷调节收益。
产品设计遵循分层逻辑：普通家庭无需面对复杂的市场选择；用户可转移负荷的能力越强，可承受的价格浮动空间越大。参与虚拟电厂聚合调度的居民，应当签订规范合同，明确调度调用频次、持续时长以及补偿标准。居民侧调节资源接入市场后，聚合商既可赚取电力现货价差，也可获取需求响应、辅助服务相关补偿收益。
开展省级试点，建立年度动态评估机制
优先选取智能电表覆盖率高、峰谷差突出的城市开展试点，午间光伏出力大、居民充电桩保有量高的地区也可先行探索。试点周期应当完整覆盖夏季、冬季两个典型负荷周期。
评估工作优先考察居民参与率、高峰负荷压减效果，其次观测低谷用电量增长情况；单独核算户均电费变化、低收入家庭用电支出波动，同时将配电网投资节约效益纳入评估维度。价格主管部门定期开展评估并公开评估结果。若连续两个评估周期，方案没有实现预期移峰填谷效果，应当及时调整峰谷时段或优化价差，避免分时电价流于形式。
《规划》再次部署推广居民分时电价，释放出清晰的改革信号。居民电价改革既要坚守民生底色，也要逐步把用电时点对应的系统成本信号传递到终端。改革可从可选产品、可调负荷入手，再逐步扩大覆盖范围，推动居民侧资源成为新型电力系统稳定运行的重要组成部分。
