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核定第四监管周期（2026至2028年）电网输配电价格，完善输配电价形成与执行机制。主要要点：①核定省级电网输配电价与区域电网输电价格；②自2026年8月1日起执行；③含税电价面向工商业用户统一执行；④按单一制、两部制分别计价，逐步理顺不同用户类别价格关系。

分类完善发电侧容量电价机制，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。主要要点：①分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制；②首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制；③部署有序建立发电侧可靠容量补偿机制；④以容量收益保障系统调节能力与容量充裕度。

健全输配电定价成本监审与定价制度体系，提升输配电价监管科学化水平。主要要点：①印发成本监审办法及省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程三项定价办法；②明确分用户类别输配电价统筹政策性交叉补贴；③逐步缩减不同类型用户间交叉补贴；④自2026年1月1日起实施。

完善新能源发电就近消纳项目价格机制，明确公共电网稳定供应保障服务与费用承担。

完善辅助服务价格形成机制，以价格信号激励调节资源参与系统平衡。主要要点：①完善电力辅助服务价格形成机制；②规范调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格；③明确补偿与费用分摊机制；④提升系统调节能力与新能源消纳空间。

通过两部制电价保障煤电固定成本回收，推动煤电向调节性电源转型。主要要点：①对煤电实行两部制电价，建立煤电容量电价机制；②容量电价用于回收固定成本；③推动煤电由电量型向容量型、调节型转变；④为新能源大规模发展腾出调节与消纳空间。

明确需求响应、节约用电、电能替代、绿色用电等需求侧管理措施，推动需求侧资源参与电力系统调节。

规范电力负荷管理，明确有序用电、需求响应等组织实施要求，保障电力系统安全稳定运行。

核定第三监管周期省级电网输配电价，深化输配电价改革。主要要点：①核定第三监管周期省级电网输配电价；②深化输配电价改革，强化成本约束与激励；③实行分电压等级核定，理顺价格结构；④为电力市场化交易提供价格基础。

自2021年起新核准陆上风电、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目中央财政不再补贴，实行平价上网。

明确抽水蓄能实行容量电价为主的两部制电价，容量电价纳入输配电价回收，保障抽水蓄能电站合理收益。

将陆上风电、海上风电标杆上网电价改为指导价，明确2019—2020年新核准项目电价水平，推动风电平价上网。

将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，明确工商业分布式光伏与户用光伏电价与补贴政策。