2022年12月，上海、杭州等地市民的电费单“爆表”登上热搜，家庭月度电费金额达到千元甚至更高，对于日常电费在百元水平的广大居民而言，这确实是难以接受，大家发出疑问——电价是不是突然上涨了？
对此，官方公布了居民电价收费规则，声明并未提高电价，如果调整居民电价，会提前一个月左右的时间公示和告知。
那么，居民月度电费大幅上涨的原因是什么呢？
首先，2022年居民居家时间延长、取暖需求增加，较早达到了二、三级阶梯，12月就更加明显，是电费高昂的主要原因；其次，居民电价采用的是阶梯峰谷定价规则，即电价随着用电量档位的提高而增加，并且峰段电价高于谷段电价，是导致电费上涨的次要原因。
按照均值来计算，1971度电的均价约为0.776元/度，虽然高于其他月份的平均度电价格，但仍在收费标准的价格范围之内，并不存在电价突然上涨的问题。因此，居民用电缴费时要注意两点：一是月度电量所处的阶梯档位，二是用电量在峰谷时段的收费差异。
我国居民电价水平几何？
尽管存在比较高的峰段电价，但我国居民平均电价远低于欧美发达国家，例如我国居民平均电价是美国的56%、德国的23%[1]。
从物价与收入的相对水平来看，居民电价与人均收入的比值（电价-收入比）越高，表示电价对居民生活的压力越大，我国的电价-收入比处于中等水平，与发达国家相近、并优于其他发展中国家，表明我国居民电价控制在较为合理的水平。
换回国内视角来看，与个人所得税率分档制度相似，阶梯电价的设定会使得电价-收入比反映社会相对公平性，收入较高的人群的用电需求较高，其电费支出相对于收入较低的人群，会随着用电量的增加而更快的增长。如果不采用阶梯电价，收入较高人群面临的电价压力会小于收入较低人群，反而会加重社会不公平性。
世界上绝大多数国家居民电价高于工业电价，居民电价为工业电价的1-3倍[2]，而我国的居民电价整体低于工商业电价。为什么我国居民电价会这么低呢？原因主要是两个方面，一是居民用电电价交叉补贴优惠，二是我国电力工业具备很强的社会保障责任属性。
首先，我国居民目录销售电价享受着“交叉补贴”的优惠，要低于真实电价。真实电价包括发电上网电价、输配电价、政府性基金及附加等，其中发电上网电价是指发电企业提供电能的电力结算价格，输配电价是指将电能由发电厂传输到用户的过程所产生的费用，政府性基金及附加是国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、可再生能源电价附加等与能源电力发展有关的专项用途的资金。
正常而言，居民电价应高于工商业用户，原因是用电的电压越低，输配电层级越多，需要付出的越高。在不区分电力来源的情况下，低电压的居民用户电价原则上要高于高电压的工商业用户。
但是我国电力行业具有公益属性，政府定价需要重点考虑民生因素，将成本最高的居民和农业电价定价最低，实行工商业对居民电价的长期交叉补贴，保护了广大的弱势群体，体现了社会主义市场经济体制下保障民生的制度优越性。
实际上，电价中的交叉补贴并不是我国的特色，世界各国在电力行业的发展初期大都实施过交叉补贴。在此次俄乌冲突导致的欧洲能源危机事件中，德国、法国、意大利、瑞典等国家纷纷采取临时交叉补贴措施作为过渡。
可见，电价交叉补贴在一定时期内有很重要的作用，从长远发展来看，逐步降低对居民的电价补贴是必然趋势，未来主要是保障社会基本用电和困难群体用电。同时，随着经济发展和生活水平的不断提高，会出现很多新型用电需求，例如华东非集中供暖区冬季采暖用电需求，也应逐步纳入基本用电范畴。
其次，我国电力工业的社会公益属性要强于很多国家，尤其是在关键时期会优先兜底保障居民用电。众多国企、央企发电公司支撑起了我国庞大的电力工业，在优先保障社会发展需求、兼顾企业效益的原则下，凭借先进发电技术优势、能源资源优势和运营规模体量优势，长期维持低电价，承担成本压力、回馈社会效益，有力支撑了我国社会经济的快速发展。
尤其是疫情期间我国实施降电价的临时措施来让利于民、在煤价暴涨时煤电机组顶着亏损压力全力保供。国家要求煤电企业“高比例开机、高负荷出力”，做到“应发尽发”、尽可能缓解缺电状况对社会民生的影响；在“发得多亏得多”的前提下，2021年煤机利用小时创出近年来新高，达到4542小时、同比提高237小时[3]，以46.7%的装机占比承担了70%的电力顶峰任务[4]，全年央企煤电业务亏损超千亿元，体现了我国电力行业重要的社会责任属性。
我国居民电价未来是否会上涨？
电价机制是能源市场机制的关键点。对发电侧而言，更加灵活的市场化电价形成机制可提升发电企业积极性，保障电力供应的安全稳定；对用电侧来说，用较高的上浮电价促使高耗能行业补偿煤电成本、引导其提高能效水平，用下浮电价激励能耗强度低的生产主体进一步节能增效。
随着我国新型电力系统的逐步构建、电力市场化改革不断推进，居民电价水平会如何变化成为大众关心的话题。
按照一般商品的等价交换原则，用户享受产品或服务需要支付相应的金钱。对于电力交易，用户需要按照自身获得的供电服务情况来支付对应的电费，电费按照发电厂、电网、售电商、参与服务的用户等市场主体的贡献价值进行分配，而价值如何设定更为准确、利益如何分配更为合理是我国电价机制改革的核心内容。
因此，用户电价是否上涨、上涨多少，既要从技术层面看电力系统总体的供电服务成本如何变化，也要从市场层面看电价机制如何完善。
首先，我国确立了构建新型电力系统的转型方向，推动能源绿色低碳发展与“双碳”目标的稳步实现。
风电和光伏等新能源发电的技术进步使其发电成本不断下降，已初步实现了平价上网，可以提供清洁低廉的电能，依靠其边际电价为零的特性在电力现货市场交易中可以拉低出清结算电价水平；但其不可控性需要可调度的发电机组提供灵活性辅助服务（例如调峰、调频、快速爬坡等），来维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量，并网的新能源规模越大、付出的辅助服务成本越高。
这意味着新能源并不能只看其发电成本，还需要考虑其并网所带来的额外服务成本，根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，并且该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。
而我国的辅助服务机制仍在探索阶段，一方面，我国辅助服务定价偏低，2021年，我国辅助服务补偿费用共307亿元，约占全社会总电费的0.9%左右，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%[5]；另一方面，我国电力辅助服务费用主要在发电侧内部分摊，并未将成本压力传导到用户。2021年12月国家能源局出台的新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，对市场主体、服务产品、定价原则、分摊机制等进行修订完善，指导辅助服务市场机制的建设完善。未来我国辅助服务价格必然上涨，并逐步传导到用户侧。
其次，煤电作为我国的主力电源，2021年煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用[6]。2021年10月，五大发电集团全年平均到厂标煤单价（含税）突破千元达到1041元/吨，比上年猛增60%，而同期的平均上网电价不仅没有增加，反而下降了0.8%[7]。
据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业的电煤采购成本额外增加6000亿元左右[8]，国资委新闻发布会披露2021年央企煤电业务亏损了1017亿元[9]。煤电发电成本上涨压力由电力企业承担，确保了疫情期间我国电价的平稳。
自2019年后煤炭价格持续走高，煤电发电上网电价尚未完全消化发电成本的上涨，中电联建议“基准价+上下浮动”的煤电上网电价机制在将上下浮动20%的限制予以适当放宽（高耗能行业不受上浮20%的限制）的同时，也要依据煤价变化对基准价进行相应调整。煤价、碳价和当前煤电价格倒挂的局面会随着市场化逐步解决，这也意味着持续维持居民低电价越来越难。
最后，新能源比例的提高、用电负荷的“双高峰”化和极端天气状况的频发，多重内、外部因素使得电力系统安全保供的压力越来越大。
作为未来能源电力供应主体的新能源的弱可靠性特征十分明显，居民和三产用电负荷的季节性尖峰和新能源发电出力不足叠加会加剧电力系统时空维度上的不平衡问题，导致短时“缺电”可能会常态化，而极端的天气状况会进一步放大新能源出力的不确定性和用电负荷的尖峰化，可能会造成大范围的停电事故。
在此趋势下，保障电力供应安全势必要付出一定的代价，建设与新能源配套的火电、储能，储备应急保供电源，需求响应补偿等，最终都需要由终端用户来承担。
综合来看，随着我国新型电力系统的构建和电力市场化改革的深入，终端居民电价不可避免地面临上涨的风险；但这是一个缓慢有序的过程，期间我们要通过高效合理的资源规划、持续的电力技术创新、竞争性的市场化机制和积极的需求侧管理等措施，寻求可负担、清洁、可靠的电力服务；并且随着社会用能成本承受能力的提升，电价即使缓慢上涨其影响也是可控可接受的。
峰谷分时电价机制
我国居民侧用电尚未进入电力市场，仍然执行居民目录销售电价，最初是固定的价格标准，电费多少完全取决于用多少电；随着居民用电负荷的快速上涨，短时的高峰负荷越来越显著，电力系统平衡压力加大，缺乏价格弹性的固定电价机制已不再适用。
我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动；进一步完善分时电价机制，能够更好地刺激和鼓励用户移峰填谷、优化用电方式，确保电力供应平稳，同时还能推动储能市场的发展壮大，对助力实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。峰谷分时电价机制虽然不能像市场化电价可以实时反映电力供需状况，但是也基本符合电力供需的波动特征，可以起到引导用电和电价传导的作用。
同时，峰谷分时电价可以看作是市场化电价的有效过渡手段，可以培养居民用户的用电习惯，让非市场化用户提前适应电价随时间波动的规则，有助于顺利过渡到市场化阶段。
各地根据自身情况出台了峰谷分时电价机制（有的专门设立了尖峰电价）、季节性电价机制、丰枯电价机制等。峰谷分时电价机制是根据电能的时间价值对各时段制定不同的电价水平，引导用户在高峰时段少用电、低谷时段多用电，也就是实现削峰填谷，可以保障电力系统安全稳定运行，降低经济社会运行成本。
从全国范围来看，各地设定峰谷时段有所差异，高峰时段集中在8:00~12:00、18:00~22:00，低谷时段集中在夜间23时~次日7时[10]；部分省份（安徽、湖北、广东、江苏等）在高峰时段的基础上根据夏季和冬季的季节性用电需求上涨特征细化出了尖峰时段，北方部分地区“煤改电”分户电采暖用户执行专门的时段收费标准，而山东是全年四个季节设定不同的尖峰时段。
根据经济学中资源稀缺性定价的原理（有限的市场供给和无限的消费需求之间产生的矛盾关系而导致价格上涨），峰谷分时电价机制对各时段分别制定不同的电价水平，高峰时段用电需求上涨、供给紧张、电价较高，低谷时段用电需求下降、供给充足、电价较低。
以河北省为例，2023年开始实施的居民峰谷电价机制规定，对于执行阶梯电价的用电电压等级不满1千伏的用户，第一档峰段电价为0.55元/千瓦时、谷段电价为0.3元/千瓦时，较之前分别提高了0.03元/千瓦时、降低了0.22元/千瓦时[11]，峰段电价的提升幅度远低于谷段电价的下降幅度，可以说是让利于民。
峰谷电价差扩大，电力用户会更有动力通过合理安排用电计划来减少电费支出，参与削峰填谷和节约用电，缓解电力系统的调峰压力。仍然以河北省为例，居民将日常生活中耗电量较大的生活需求由高峰时段放到平段和低谷时间进行（如洗衣、热水、电动车充电等），并在高峰时段适当减少用电（如空调温度适当、减少非必要照明等），按照峰、谷用电比例7:3调整为5:5来计算，电费支出可减少10%。
同时，储能在低谷时段充电、在高峰时段放电，赚取的收益会随着峰谷电价差的拉大而增加，促进用户侧储能设施的投资建设。
写在最后
电价制度对于稳定社会生产生活至关重要。2021年我国在煤价上涨时尽可能保障用电需求、维持原有电价水平、快速恢复至正常能源供需形势，将社会经济的负面影响控制在一定范围内，避免民生、公共服务、安全生产等领域受到冲击；欧盟应对能源危机采取加大能源企业管控力度、支持电力市场结构性改革、直接进行价格和需求干预、设置交叉补贴等措施，但在短期内对能源价格高涨问题的改善效果有限（市场结构性改革是一个长期过程），民众还未摆脱高额的能源账单困扰。
各国的能源电力价格机制有各自的特点，都在根据社会形势变化进行调整，在变革中求发展，但对于公平和效率的重视程度不同、实施效果会有差异，最终都会由民众来承担。
我国重视价格对“稳民生、促经济”的作用，电价调整要在社会可承受范围内适配新型电力系统的转型需求。已从理论和实践层面证实，现行的阶梯式峰谷分时电价制度可以引导居民优化用电、参与电力平衡，虽然会提高部分居民的电费支出，但会产生更大的节能、安全等社会效益。我们要践行节能减排行动，正视电价的区域性、季节性、时段性差异设定，调整用电的方式方法和时间安排，并积极参与电价机制改革的建言献策，形成有温度、保安全的电价。
