目前我国可再生能源装机规模突破10亿千瓦，其中风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，连续多年居全球首位，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制及建立新型储能价格机制等成为“十四五”时期能源领域价格改革重要任务。按照《可再生能源法》，应根据光伏电站当期成本和合理收益厘定新建项目上网电价。具体而言，应根据各地区光伏电站度电成本加合理收益核定新建项目的保障性收购价格，每年核算1次，有重大变化适时核算调整，和各地煤电价格脱钩。其中，光伏电站所发电量全额保障性收购，合理利用小时数内的电量，其上网电价执行保障性收购价格，并确保当期发电价格20年不变;超过合理利用小时数的电量可参与市场交易，由市场机制形成价格。

　　2021年9月，绿电交易试点启动，电力用户可以直接与新能源发电企业交易，以市场化方式引导绿电消费，体现了绿电的生态价值。但当前绿电交易仍以自愿交易为主，存在交易量小、交易价格低等问题。建议加快推动绿电交易市场走向成熟，适时建立配额制的强制绿电交易市场，释放绿电供需双方的潜力。

　　现阶段要求光伏电站配置一定比例储能系统具有一定合理性，但由于没有建立储能系统成本疏导机制，且光伏电站上网电价未能体现储能辅助服务及可控容量等价值，导致光伏电站投资回报率急剧下降。对发电侧配置储能的项目，建议由各省电网公司根据当地电网情况每年核定一次储能配置比例，价格主管部门每年核定一次储能成本价格，并将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格总成本。同时，建议电网侧储能项目(或共享储能项目)参照成本加合理收益的办法，核定调峰、调频服务价格和利用率。