同时，对可再生能源电价附加政策的发展趋势及社会承受能力要有清醒的研判，目前我国在销售电量上每度电加价1.5分，每年加价额超过500亿元，今后随着可再生能源规模增大，加价标准和额度还要进一步提高。从欧美的经验教训看，可再生能源补贴不宜无限制增加，也不宜一直补下去，否则会使整个产业躺在补贴的“温床”上坐享其成，最终丧失国际竞争力和发展机遇。“十三五”期间，应根据社会承受力及效率优先的原则，提前设定未来若干年的补贴规模和标准，并向社会公布，通过倒逼机制促进技术进步，合理引导发电的发展速度和规模，这样才有利于产业持续健康发展。
初步匡算，要满足2020年2亿千瓦风电和1亿千瓦光伏电量的补贴，按现行标杆电价水平，全国可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦时以上。若风电上网电价下降10%，光伏上网电价下降20%，则全国可再生能源附加标准维持在1.5分/千瓦时即可。若进一步加大降价力度，风电下降15%，光伏下降30%，则电价附加标准可降为1分/千瓦时左右，部分地区2020年可取消补贴。“十三五”期间，价格政策应瞄准电价附加标准降为1分钱的目标而努力。
（四）完善电力环保加价政策，积极推动大气污染防治
目前实行的脱硫、脱硝、除尘电价等环保加价政策，在调动企业积极性促进节能减排、应对大气污染防治等方面发挥了重要的作用，但其本质是将企业的治污成本由全社会负担，未体现“谁污染、谁治理、谁付费”的原则，对广大消费者不公平，对企业也未真正形成清洁低碳生产的约束机制和内生动力。若延续此办法，随着治污任务不断加重，环保加价范围和水平也将“水涨船高”，消费者将不堪重负，难以为继。因此，电力环保加价只能作为一种过渡性的政策安排。长远看，应实施价、税、财联动改革，提高消费税、排污费，或者开征环保税以及建立污染物和碳排放交易市场，逐步替代电力环保加价，才能真正将能源开发利用的外部成本内部化，也才能与未来市场形成电价的机制相适应。
（五）发挥价格信号的引导作用，提升能源系统效率
目前，由于没有建立有效的价格激励机制，在电力系统运行中，电网企业出于利益考虑未能实行科学节能调度，使抽水蓄能、燃气发电等优质调峰机组未充分发挥作用，实际上主要靠煤电承担系统调峰任务，极大挤压了新能源上网的空间。去年火电平均利用仅4700小时，远低于设计利用小时数，大功率高参数的煤电机组不得不大幅降负荷低效运行，人为增加了能耗和排放水平。由于电力系统是能源系统的核心和中枢，电力系统的低效也使得能源系统整体效率和经济性大为降低。
若改变现有电力系统调峰运行的惯性思路，未来多规划上一些抽水蓄能、燃气发电以及流域龙头水电站等优质调峰机组，并真正发挥作用，则可摆脱现行电力系统主要靠煤电调峰的路径依赖，收到“一举多得”的政策功效。一是可大量减少未来新增煤电机组；二是可让现有火电大幅提高利用小时和负荷率，充分发挥设备高效利用能力；三是减少跨省区电力输送压力；四是使电力系统有更强的调节性能，可接纳更多的可再生能源和分布式能源上网，将有效减少弃风弃水。尽管优质调峰机组成本相对较高，但以上四方面系统节省的投资和成本，将远大于新增调峰机组的支出，这样将实现电力系统成本最小，效率最高，社会用能福利自然也将最大化。
为鼓励和实现上述电力系统规划思路及运行方式的转型，价格工作应主动作为，系统设计好价格机制，如扩大实施峰谷电价、可中断电价、高可靠性电价、差别电价等制度，建立电力辅助服务补偿机制，并进一步发展辅助服务交易市场等，统筹发挥抽蓄、燃机、火电等机组和储能设施的调峰调频备用等功能，推动不同能源品种、设施从相互割裂走向系统集成，实现电力、燃气、热力、制冷等能源综合优化供应，使各类能源多元互补、各尽其能、各得其所，以最少成本实现资源优化配置。
在用户侧，应配合“新城镇，新能源、新生活”行动计划，扩大实行灵活的峰谷、季节分时以及阶梯式电价和气价政策，鼓励用户主动响应，调节用能行为和时间，削峰填谷，提高系统能效。为化解《电力法》“一个供电营业区只设立一个供电机构”等体制障碍，可设计相应的价格激励机制和政策，调动电网企业积极性，成立专业化的节能服务公司，通过合同能源管理、集中与分布式供能相结合等模式，为用户提供一揽子的高效供能解决方案。
