四川省作为我国重要的水电能源基地和清洁能源示范省份，其电价回收机制始终处于全国电力体制改革的前沿。近年来，随着"双碳"目标的推进和电力市场化进程加速，四川电价回收体系呈现出"分类施策、动态调整、区域联动"的特点。从政策框架看，全省电价回收标准覆盖了水电、火电、新能源等多元电源结构，并针对不同电压等级、用电类别建立了差异化的价格形成机制。值得注意的是，四川电网在执行国家基准电价的基础上，通过脱硫电价、环保电价、丰枯电价等附加政策，构建起多层次的电价回收体系。

从执行标准来看，2023年四川省工商业用电价格分为四档：1-10千伏0.6224元/度，35-110千伏0.6124元/度，110千伏0.5924元/度，220千伏及以上0.5724元/度。居民生活用电实行阶梯电价制度，第一档月均200度以下0.5464元/度，第二档201-350度0.6264元/度，第三档351度以上0.8464元/度。农业排灌用电执行0.2524元/度的优惠电价，这一标准较五年前下降约8%。

一、四川电价回收的政策框架

四川省电价回收机制遵循"基准电价+浮动系数+附加基金"的三轨制模式。其中基准电价由国家发改委核定，浮动系数根据丰枯季节、用电时段动态调整，附加基金包含可再生能源补贴、重大水利工程建设基金等专项用途资金。

二、不同电源类型的电价回收对比

四川作为水电装机占比超80%的省份，其电源结构对电价回收产生特殊影响。水电项目执行"标杆电价+生态补偿"机制，而火电企业需承担脱硫脱硝等环保成本折算。

三、省际电价回收标准对比分析

通过对比长江经济带主要省份电价体系，四川在丰水期电价竞争力显著，但枯水期因外购电成本上升导致回收价格倒挂。

在区域电价差异方面，川西电网与川东主网存在明显梯度。以2023年为例，甘孜、阿坝等水电富集区执行0.28元/度的上网电价，而成都平原负荷中心受外购电影响，实际结算电价达0.45元/度。这种价差通过输配电价改革逐步缩小，2023年全省平均输配电价较上年降低2.3个百分点。

四、动态调整机制与市场衔接

四川自2019年起实施"年度基准价+季度浮动"机制，其中浮动比例根据来水情况确定。近三年数据显示，丰水期电价下浮空间达12%，枯水期上浮幅度控制在8%以内。这种弹性机制有效平衡了水电丰枯矛盾，但同时也增加了市场主体的价格预期管理难度。

在辅助服务市场建设方面，四川创新性地将调峰补偿纳入电价回收体系。2023年，省内深度调峰交易均价达到0.25元/千瓦时，较华东地区低15%，这既反映了四川充裕的调峰资源供给，也暴露出省间辅助服务市场尚未完全打通的瓶颈。

随着电力现货市场在四川试点运行，日前分时电价已实现±70%的波动幅度。这种市场化定价机制与传统计划电价形成双重轨道，如何平滑过渡成为当前改革的重点。统计显示，2023年省内市场化交易电量占比已达47%，较五年前提升32个百分点。

总体而言，四川电价回收体系在保持基本稳定的同时，正通过市场化改革释放灵活性。未来随着"疆电入川"特高压工程投运和省内储能设施完善，预计电价形成机制将进一步优化，区域电价趋同性增强。但需警惕新能源大规模并网带来的系统成本上升压力，以及国际能源价格波动对电价回收的潜在冲击。