▍電價改革方向：定價模式更市場，電價結(jié)構(gòu)待優(yōu)化碳中和政策背景下，電力低碳化是能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵，其中電力低碳化的關(guān)鍵是電力市場化，而電力市場化的關(guān)鍵是電價機制改革。本文就國內(nèi)電力市場電價改革問題進(jìn)行梳理，解讀雙碳目標(biāo)下電價形成機制改革的內(nèi)容和方向。歷史沿革：三次大調(diào)整后形成三段式電價，5年起管住中間放開兩頭985年至今，我國電價經(jīng)歷了三次較大調(diào)整，電價從關(guān)注企業(yè)還貸轉(zhuǎn)向關(guān)注企業(yè)經(jīng)營情況再到分主體經(jīng)營情況，電價改革整體方向以更市場化為基調(diào)。從電價形成機制來看，我國大體經(jīng)歷了“還本付息電價“經(jīng)營期電價“三段式電價”三個階段。年還本付息電價模式下實行“一廠一價”以保證新電廠的投資收益，短期解決了電力短缺的問題，但是長期出現(xiàn)電廠效率低下和發(fā)電成本上升的情況。1年國家提出了經(jīng)營期電價，以先進(jìn)企業(yè)平均成本為基礎(chǔ)核定平均上網(wǎng)電價，火電按0年、水電按0年營期計算，該模式下電價的形成仍是從成本端出發(fā)兼顧合理利潤，并不是由市場交易所形成的。為更好提升電力市場投資和經(jīng)營效率，國務(wù)院在2年發(fā)布《電力體制改革方案》引入三段式電價，并實行了廠網(wǎng)分離，其核心在于打破電力企業(yè)發(fā)輸配一體化垂直壟斷經(jīng)營的模式，為電力市場引入競爭機制。表：電價定制度變遷時間段 發(fā)展階段 指導(dǎo)文件 文件內(nèi)容5年

0年電價的0年電價的行規(guī)定》本付息本、金、理利核售電價；（）全發(fā)電的發(fā)價格實行“廠一”、一機價的定價式。（）“營期價”指按電項目營期按先企業(yè)會均成本定平均《關(guān)于范電價上網(wǎng)電；1年經(jīng)營期價管理有問題的通知》（）與本付電價比，期電價按發(fā)項目貸需核還貸期還本付息電價為按電項經(jīng)營核平均上電價火按0年、電按0年經(jīng)營期計算。（）實“廠分開，即國家電公司理的產(chǎn)按發(fā)和電網(wǎng)類業(yè)務(wù)

《關(guān)于勵集辦電和行多

在格機上，了引運加價峰谷價、枯水電等定價制外，還引入“還付息價”制允許發(fā)項目還本息期所電量可按還2年今

三段式

《電力制改方案》

劃分，分別行資、財和員的重”兩資產(chǎn)開經(jīng)；確“三式電”形制，將價劃為上電價輸電價、電電價和終端售電。國院聚焦電價，三段式電價即電力、電網(wǎng)和用戶三個結(jié)點的電力價格。三段式電價將電價劃分為上網(wǎng)電價、輸配電電價和終端銷售電價。從電價生產(chǎn)到需求的流程來看，電力從發(fā)電廠生產(chǎn)后，經(jīng)由電網(wǎng)企業(yè)建造的輸電網(wǎng)和配電網(wǎng)后到達(dá)終端電力用戶，電價在三個結(jié)點上形成了上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價，關(guān)系為上網(wǎng)電價+輸配電價=銷售電價。202年開啟的廠網(wǎng)分離改革和三段式電價改革相輔相成，只有形成了發(fā)電、電網(wǎng)、售電的不同市場主體，才能夠存在不同主體間交易的不同電價。表：電價體名稱釋電價體系名稱 定義解上網(wǎng)電價 電網(wǎng)公購買電廠產(chǎn)的能在發(fā)電接入網(wǎng)架置的量格。電力批市場 在電力發(fā)市中，電力需方通過判、價等易方形的發(fā)電網(wǎng)側(cè)格。輸配電價 電網(wǎng)企提供入系、聯(lián)、能輸送銷售務(wù)的格的稱。銷售電價終端電用戶買電的價，電力批市場格、配電、費和其附加組成。電力貨定原施韋普朱治中謝）215年提出按照“管住中間，放開兩頭，有序放開發(fā)電環(huán)節(jié)和銷售環(huán)節(jié)的競爭性環(huán)節(jié)電價。電價形成機制的關(guān)鍵在于電價是由“看得見的手”還是“看不見的手”來調(diào)控。通過多年改革積累和電力市場化建設(shè)，在碳中和政策出臺之前我國已經(jīng)形成了完整電價體系的雛形。5年第二輪電力市場化改革則是旨在解決交易機制缺失、電力缺乏市場定價機制、新能源和可再生能源開發(fā)利用面臨的困難等問題，著重于上網(wǎng)電價和銷售電價的市場化改革。在這個階段有三個特點（）上網(wǎng)端燃煤標(biāo)桿電價改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的機制（2）上網(wǎng)端新增可再生能源（風(fēng)電、光伏）全面按照燃煤標(biāo)桿電價進(jìn)入平價時代（3）銷售端電力中長期交易展開，現(xiàn)貨市場試點開啟，電力銷售公司進(jìn)行探索。上網(wǎng)電價方面，我國針對不同的電力類型的上網(wǎng)電價定價模式有所區(qū)別。當(dāng)前燃煤上網(wǎng)電價實行“基準(zhǔn)價+上下浮動比例”的定價機制，具有一定市場定價屬性。水電上網(wǎng)電價，對于省內(nèi)消納部分，實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價制度；跨省區(qū)交易電力，采用市場倒推電價；流域梯級水電站，鼓勵推進(jìn)流域統(tǒng)一電價模式。核電上網(wǎng)電價，自3年起投產(chǎn)的核電機組實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價制度，其定價要求不高于燃煤機組基準(zhǔn)價；重點示范項目的標(biāo)桿上網(wǎng)電價可在不超過燃煤機組基準(zhǔn)價的基礎(chǔ)上適當(dāng)提高。風(fēng)電上網(wǎng)電價，陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電均采用“指導(dǎo)價。光伏上網(wǎng)電價，針對集中式光伏亦采用“指導(dǎo)價”模式，自1年起“平價上網(wǎng)。表：我國不主流力類的網(wǎng)電價價模式電力 定價模式類型 項目類型 定價機制

定價要求工商業(yè) 基準(zhǔn)價上下浮動 基準(zhǔn)價當(dāng)?shù)匦腥及l(fā)電桿網(wǎng)電價定，準(zhǔn)價上下動比例由火電居民農(nóng)業(yè) 基準(zhǔn)

發(fā)改委據(jù)實情況行調(diào)整省內(nèi)用電 標(biāo)桿電

水電標(biāo)上網(wǎng)價以省省電企業(yè)平購電格為礎(chǔ)，籌求關(guān)和開發(fā)本制定跨省區(qū)電 市場倒電價水電

通過受地區(qū)地價減輸價（含線）確。落價由電方參受電地省級網(wǎng)企平均電格協(xié)商定流域梯水電站 流域統(tǒng)電

對同一資主在同流域發(fā)水電站行統(tǒng)的省上網(wǎng)價對不投資主在同流域發(fā)的級電站，完善下游站補機基礎(chǔ)上，逐實行一的內(nèi)上電價3年起投機組 標(biāo)桿上電價 不高于煤機標(biāo)桿網(wǎng)電（脫硫、硝加）核電重點示項目 一廠一價 可在全核電桿電基礎(chǔ)適提高上電價高于電標(biāo)上電價陸上風(fēng)電 指導(dǎo)價市場競定價風(fēng)電

1年起新準(zhǔn)項全面價網(wǎng)，新準(zhǔn)項上網(wǎng)價競方確定，且不高于導(dǎo)價海上風(fēng)電 指導(dǎo)價市場競定價 1年起新準(zhǔn)項全面價網(wǎng)，新準(zhǔn)項上網(wǎng)價競方確定，且電力 定價模式類型 項目類型 定價機制

定價要求不高于導(dǎo)價集中式伏 指導(dǎo)價市場競定

1年起新準(zhǔn)項全面價網(wǎng)，新準(zhǔn)項上網(wǎng)價競方確定，且不高于導(dǎo)價光伏 工商業(yè)布式伏

自發(fā)自，余上網(wǎng) 上網(wǎng)電電價燃煤組基價購全額上網(wǎng) 上網(wǎng)電電價超過煤機標(biāo)上網(wǎng)電價戶用分式光伏 全發(fā)電補貼上網(wǎng)電

補貼標(biāo)：.3元千瓦時上網(wǎng)電電價燃煤組基價購國發(fā)改委我國上網(wǎng)電價的定價主要受政策和成本的影響，并且不斷注入市場化元素。1年《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》放開全部燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，放開燃煤發(fā)電電量進(jìn)入市場，并且價格浮動上下限均被擴大為%“基準(zhǔn)價+上下浮動”機制允許煤電上網(wǎng)電價根據(jù)煤炭價格靈活上浮下浮，但目前上下浮動空間仍受行政指令管制。與此同時，風(fēng)電光伏上網(wǎng)電價也從1年起對新增裝機實行全面平價上網(wǎng)，并鼓勵參與市場化交易，因參與市場化交易未被消納的部分不納入消納監(jiān)測指標(biāo)。輸配電價方面：第一輪核定已經(jīng)完成且已發(fā)布第二監(jiān)管周期價格，目前進(jìn)入跨省跨區(qū)專項工程輸電價格核價階段。輸配電價核定的思路主要是“存量核定，增量預(yù)測〞，即首先對年度存量電網(wǎng)資產(chǎn)和成本開展成本監(jiān)審，再根據(jù)國家電力規(guī)劃預(yù)測下一周期（3年）的電網(wǎng)資產(chǎn)增量和成本增量，最終合并計算出下一周期內(nèi)的有效資產(chǎn)和準(zhǔn)成本，以及周期內(nèi)允許回收的準(zhǔn)許收益。準(zhǔn)許成本和合理收益加和后形成的總準(zhǔn)許收入與下一周期內(nèi)售電量預(yù)測之比，即為平均輸配電價。國家通過優(yōu)化輸電價格結(jié)構(gòu)，降低了價格，為促進(jìn)清潔能源消納和在更大范圍優(yōu)化配置電力資源創(chuàng)造了有利條件。銷售電價方面：除居民農(nóng)業(yè)電價以外，我國已取消目錄電價，工商業(yè)電價理論上均由市場化交易形成。我國銷售電價的三個執(zhí)行方案包括：保障性用戶目錄電價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電電價和分時電價制度。5年電力市場化改革前，銷售目錄電價均由國家進(jìn)行制定。1年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知，取消工商業(yè)目錄電價并以電網(wǎng)代理購電機制代替，以及推動工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場參與交易，代理購電價格普遍高于當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價，天津、山東、河南、上海、浙江、安徽等地代理購電價格相對于本地燃煤基準(zhǔn)價漲幅在%以上。居民農(nóng)業(yè)用電執(zhí)行目錄銷售電價政策；同時規(guī)定高耗能行業(yè)企業(yè)電價不受上浮%的限制。圖：2年2月我國部城電網(wǎng)公代理電價和當(dāng)燃標(biāo)桿上價格況（元兆時） 年月代理購價格 燃煤基價格0北京 天津 廣東 安徽 江蘇 甘肅 河南 黑龍江 湖北 吉林 江西 遼寧各發(fā)改，改革成效：近年電價處于下降通道，電價位置結(jié)構(gòu)無法充分反映真實成本新一輪電改以來我國電價（上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價）一直處于下降通道。上網(wǎng)電價方面，中國上網(wǎng)電價的下降與中國市場化電量提升有關(guān)，～0年年均增長率為-%；輸配電價方面，0年疫情期間，工商業(yè)電價統(tǒng)一按到戶電價水平結(jié)算，我國在兩輪輸配電價核定中，降的是一般工商業(yè)電價，6～0年年均增長率為-%；銷售電價方面，中國受電力市場化改革、政策性降價、電源結(jié)構(gòu)變化等因素，銷售電價持續(xù)下降，～220年年均增長率為-%。圖：～0年各國網(wǎng)價年均長率（） 圖：～0年各國配價年均長率（）.%.%.%.%1.0%2.0%3.0%4.0%

德國 澳大利亞 中國 美國 法國

1.0%.%.%.%.%日本美國澳大利亞德國法國中國捷克瑞典.%日本美國澳大利亞德國法國中國捷克瑞典國電網(wǎng)源研院 國電網(wǎng)源研院我國總體電價水平偏低，且居民電價低于工商業(yè)電價。以Goaletrolrces網(wǎng)站上2年3月的數(shù)據(jù)為例，我國居民工商業(yè)用電價格分別為0.4/0.634元度，總體水平遠(yuǎn)低于其他發(fā)達(dá)國家，并且我國工商業(yè)電價高于居民電價，其他發(fā)達(dá)國家則是居民電價高于工商業(yè)電價。這一點，是由于我國特有的交叉補貼政策導(dǎo)致的。圖：～0年各國均售電價均增率（） 圖：2年3各國民工業(yè)用電均價情況元度） ..%.%.%.%2.0%英國波英國波捷克荷蘭法國德國瑞典日本美國西班中國

.0.0.0.0.0.0.0

居民用價格 工商業(yè)電價格居民用工用電德國西班牙日本瑞典美國中國德國西班牙日本瑞典美國中國國家電網(wǎng)能源研究院（注：平均銷售價為居與工用戶售電按量加權(quán)均水）

GllPtlPc，根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價機制研究》，當(dāng)前電價組成結(jié)構(gòu)還存在一些因素，導(dǎo)致電價難以充分反映電力生產(chǎn)真實成本。我國當(dāng)前電價形成機制存在的問題包括交叉補貼現(xiàn)象嚴(yán)重、輔助服務(wù)成本和容量成本無法疏導(dǎo)、跨省跨區(qū)交易存在市場壁壘、價格傳導(dǎo)不通暢及電價機制受到的行政制約較多等。中電聯(lián)發(fā)布的《適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價機制研究》認(rèn)為，當(dāng)前的電價機制存在四個主要問題，包括煤電價格形成機制、輸配電價定價機制、新能源綠色價值和疏導(dǎo)調(diào)節(jié)系統(tǒng)成本。其中我們認(rèn)為在當(dāng)前能源價格回落、輸配電價改革初見成效的背景下，疏導(dǎo)系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本是體現(xiàn)新能源綠色價值的前提也將是短期電力改革的重中之重，合理設(shè)計電價組成結(jié)構(gòu)將是改革關(guān)鍵。圖：當(dāng)前我電價制存的要問題有關(guān)議 中聯(lián)《應(yīng)新電系統(tǒng)的價機研》當(dāng)前方向：電價形成機制上更加市場，電價結(jié)構(gòu)上為疏導(dǎo)成本更細(xì)化近幾年電力市場的改革圍繞電力市場的建設(shè)入手，具體大致可分為中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、省內(nèi)省間交易市場以及綠電交易市場。自5年以來提出“管住中間，放開兩頭”的電改思路后，早期電改圍繞管住輸配電價改革進(jìn)行，近期電改則更多關(guān)注上網(wǎng)電價和銷售電價的放開。其中針對上網(wǎng)電價的改革是近年電改的核心，形成電價的電力交易機制的構(gòu)建是近年政策的主要推動方向。當(dāng)前國內(nèi)基本形成以中長期交易為“壓艙石”、輔助服務(wù)市場為“調(diào)節(jié)器”、現(xiàn)貨試點為“試驗田”、綠電市場為“助推器”的電力市場格局。與此同時，國網(wǎng)和南網(wǎng)均積極打通各省之間的電力市場交易，形成省間電力市場以解決我國電力地域上供需錯配的問題。圖：我國上電價括政性網(wǎng)電價市場交易價 《國電技術(shù)濟展研究告》（電力劃計總院，從傳統(tǒng)電量市場來看，中長期市場有助于規(guī)避風(fēng)險，現(xiàn)貨市場具備價格發(fā)現(xiàn)功能，綠電市場是體現(xiàn)綠色溢價的中長期市場。中長期交易市場主要開展長期合同的電能量交易，靈活開展發(fā)電權(quán)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易，根據(jù)市場發(fā)展需要開展輸電權(quán)、容量等交易，有助于交易雙方鎖定風(fēng)險；現(xiàn)貨市場主要開展短期內(nèi)（日前、日內(nèi)、實時）的電能量交易，通過競爭形成市場出清價格，并配套開展調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)交易，其重要特征是價格隨時間波動，因此具備價格發(fā)現(xiàn)功能。中長期交易和現(xiàn)貨交易既有省內(nèi)市場也有省間市場。綠電市場則是和傳統(tǒng)電力市場并行的市場，綠色電力產(chǎn)品為標(biāo)的物的電力中長期交易，用以滿足電力用戶購買、消費綠色電力的需求，并提供相應(yīng)的綠色電力消費認(rèn)證。綠電市場在滿足企業(yè)G相關(guān)需求的同時能夠體現(xiàn)新能源的綠色溢價，從而鼓國內(nèi)新能源裝機的發(fā)展。當(dāng)前國內(nèi)市場電比例逐年攀升，按照1年國家發(fā)改委的通知（9號文）規(guī)定，長期工商業(yè)用戶將進(jìn)入電力市場，屆時市場電比例將超過八成，其中內(nèi)部中長期市場和省內(nèi)交易占比均逾八成。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，1-3Q222全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量達(dá)3./3.9萬億千瓦時，占當(dāng)年全社會用電量的4.5%/6.0%，占比已經(jīng)擴大到6年的3倍，中電聯(lián)判斷2年全年有望突破5萬億千瓦時。其中，煤電已全部進(jìn)入電力市場，通過“基準(zhǔn)價﹢上下浮動%”機制形成價格；新能源于221年實行了平價上網(wǎng)，并部分參與市場交易。煤電方面，2年以來，我國各地普遍執(zhí)行國家現(xiàn)行燃煤發(fā)電價格改革政策，22Q1-Q3全國燃煤發(fā)電機組完成交易電量萬億千瓦時，平均交易價格為7元千瓦時；新能源方面，從1年平價上網(wǎng)開始，當(dāng)前全國新能源電量平均市場化率約%左右，全國有三分之一的省份市場化率超過%，主要集中在中西部地區(qū)。根據(jù)發(fā)改委1年149號文，我國要求推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場，根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，當(dāng)前工商業(yè)用戶用電占比接近%，隨著電力市場化進(jìn)程的推進(jìn)，屆時市場電比例將超過八成。目前電力市場交易主要以中長期為主，以省內(nèi)交易為主。1年全國交易中心完成的省內(nèi)市場交易電量占比為%，全國中長期市場交易電量占比為8.08%。圖：～Q2全國市化交易量（千瓦）及比 圖：1年中長與現(xiàn)貨場易電量況 .%.%.%.%450004000035000300002500020000100100000-

中長期交易電現(xiàn)貨交易電量中， 中聯(lián)，當(dāng)前電價改革不僅僅是簡單地調(diào)降電量價格，更需要在整體價格結(jié)構(gòu)上進(jìn)行優(yōu)化，做到“誰享受，誰承擔(dān)，完善電能量以外成本疏導(dǎo)機制亦是關(guān)鍵。在碳中和0目標(biāo)的驅(qū)使下，我國風(fēng)光裝機和發(fā)電占比逐年提升，目前已經(jīng)達(dá)到了%左右的水平，過往解決新能源消納的主要方式是通過建設(shè)特高壓跨省消納交易。風(fēng)光發(fā)電占比較低，可以主要通過電網(wǎng)側(cè)建設(shè)特高壓跨省消納，對應(yīng)成本可以反映在輸配電價中。參考丹麥經(jīng)驗，當(dāng)風(fēng)光發(fā)電占比達(dá)到%%時，新能源的間歇性發(fā)力將造成電力系統(tǒng)不穩(wěn)定，此時僅靠電網(wǎng)側(cè)的建設(shè)孤木難支，實時匹配供需需要火電廠、電網(wǎng)建設(shè)、市場調(diào)度等部門的耦合發(fā)力。當(dāng)新能源占比超過%時，此時需求側(cè)的調(diào)整例如虛擬電廠則成為耦合的關(guān)鍵。無論是新技術(shù)的發(fā)展還是老火電的改造，都需要有配套的市場機制來覆蓋新型電力系統(tǒng)建設(shè)過程中新增需求所產(chǎn)生的成本。體現(xiàn)在電價上，則是需要電價有更多組成部分以體現(xiàn)電力生產(chǎn)運輸過程中的多維價值，容量電價、輔助服務(wù)費用和綠色溢價將是短期電價的新增部分和增長來源。市場現(xiàn)行電價形成機制即銷售電價上網(wǎng)電價輸配電價政府性基金及附加。當(dāng)前上網(wǎng)電價由固定電價和浮動電價兩部分組成，輸配電價由電網(wǎng)及輸配電公司征收，政府性基金及附加一般由用電側(cè)承擔(dān)，電網(wǎng)代收后返還給發(fā)電企業(yè)。根據(jù)用電性質(zhì)不同，用電側(cè)可以分為居民生活用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、工商業(yè)及其他用電三類。但隨著當(dāng)前風(fēng)光發(fā)電占比的逐年提升，新型電力系統(tǒng)在構(gòu)建過程中產(chǎn)生的系統(tǒng)不穩(wěn)定性對于火電調(diào)峰、新型儲能和需求側(cè)響應(yīng)提出了新需求，而這些新需求對應(yīng)一定的成本。電價的構(gòu)成應(yīng)逐步體現(xiàn)電力的多維價值，我們認(rèn)為電價的合理構(gòu)成應(yīng)包括六個部分，即電能量價格﹢容量價格﹢輔助服務(wù)費用﹢綠色環(huán)境價格﹢輸配電價格﹢政府性基金和附加。▍電價方向：存在上漲可能，主要由工商業(yè)承擔(dān)成本先拋出結(jié)論，結(jié)合當(dāng)前國內(nèi)客觀的電力供需結(jié)構(gòu)，在不考慮補貼的情形下，我們認(rèn)為本輪電改推進(jìn)下終端的平均電價（所有用電群體）上漲將會是大概率事件。本段我們將圍繞電價上漲的原因、對應(yīng)的手段和相應(yīng)的承擔(dān)者三個方向討論。為什么會漲？電源轉(zhuǎn)型增加成本，電網(wǎng)作用開始下降，未來需銷售端反映碳中和與能源安全為剛性目標(biāo)，新能源的開發(fā)利用將導(dǎo)致電力系統(tǒng)的成本大幅提升。從長期看，可再生能源的技術(shù)進(jìn)步會促進(jìn)發(fā)電成本的持續(xù)降低，目前技術(shù)無法支撐大規(guī)模新能源接入電力系統(tǒng)。由于風(fēng)電和光伏等可再生能源發(fā)電本身的可靠性較差，大規(guī)模并網(wǎng)勢必會沖擊系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性，增加失穩(wěn)風(fēng)險。因此在儲能技術(shù)沒有取得突破性進(jìn)展之前，為了維護電網(wǎng)可靠性，可再生能源的消納成本將導(dǎo)致電力系統(tǒng)總成本大幅提升。這部分額外增加的系統(tǒng)性成本可以分解為三部分：為了使得風(fēng)光出力與負(fù)荷曲線相匹配的匹配成本，短期內(nèi)維持供需平衡的平衡成本以及跨省跨區(qū)輸送的電網(wǎng)成本。電力系統(tǒng)的清潔性、經(jīng)濟性和安全性為“不可能三角。若犧牲清潔性則和雙碳目標(biāo)背道而馳，因此要想保證電力的安全供應(yīng)，需要改變價格低廉的現(xiàn)狀，這就意味著需要調(diào)高電價。圖：可再生能的開利用導(dǎo)致新電力統(tǒng)的本大提升 資料來：過去特高壓主要解決的是區(qū)域間電量平衡，當(dāng)前電功率不平衡導(dǎo)致的新增成本無法完全由電網(wǎng)消化。特高壓輸電網(wǎng)將各省電力系統(tǒng)聯(lián)系在一起實現(xiàn)西電東輸，是早期風(fēng)電光伏產(chǎn)業(yè)能在西部資源優(yōu)勢地區(qū)快速發(fā)展的重要支柱行業(yè)。但特高壓只能解決電量平衡，因為全國范圍內(nèi)的電力結(jié)構(gòu)短期是固定的，并不能解決電力平衡即瞬時功率供需情況。此處引入一個受阻系數(shù)的概念，即尖峰負(fù)荷時期機組內(nèi)平均無法運作的機組比例，根據(jù)南方能源觀察的數(shù)據(jù)，火電受阻系數(shù)約%，水電%-%，核電為0，而風(fēng)光接近%。隨著近年風(fēng)光新裝機占比接近%的水平，火電核電等穩(wěn)定電源增量和存量均出現(xiàn)回落，預(yù)計2年尖峰時期可以運作的電源裝機量或已與尖峰負(fù)荷相當(dāng)。過去在國家政策引導(dǎo)下，電網(wǎng)服務(wù)收費處于下行空間，甚至一定程度的向電源側(cè)和用戶側(cè)讓利，當(dāng)前電功率不平衡的問題需要由市場化的各方主體來解決。當(dāng)前電源側(cè)傳統(tǒng)能源或無法承擔(dān)低碳轉(zhuǎn)型成本。中國未來的煤電定位將是保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定而承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻的輔助服務(wù)角色，一方面，這種靈活性改造需要大量的資金投入，另一方面可再生能源的持續(xù)并網(wǎng)將帶來煤電機組利用小時數(shù)的降低，從而保持低負(fù)荷工況，帶來單位煤耗成本和設(shè)備磨損的檢修成本的提高。因此，只從內(nèi)部改革無法完全消化低碳轉(zhuǎn)型帶來的成本沖擊。從國際經(jīng)驗看，發(fā)電端碳成本會通過電價傳導(dǎo)逐步向下游傳導(dǎo)，直至消費者。在當(dāng)前中國電價機制下，發(fā)電端的碳成本很難向用能企業(yè)傳導(dǎo)，無法充分發(fā)揮碳價格的信號作用。在此情形下，下游產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)艿降贡七M(jìn)行產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級的動力便會大打折扣。目前我國煤電行業(yè)免費發(fā)放的碳配額約為0.kg/度，基本與電力行業(yè)平均水平持平，若按照0元噸的碳價和%的缺口計算，煤企的碳成本為5元度，約占上網(wǎng)電價的%，如若按照歐盟完全取消發(fā)電行業(yè)的免費配額，未來行業(yè)按照%缺口和0元噸的碳價計算，那么碳成本占比將會逼近%（碳成本占電價成本比重煤電行業(yè)免費碳配額×碳價×碳缺口÷上網(wǎng)電價）圖：傳統(tǒng)能源型成本 圖：火電轉(zhuǎn)型碳成測算 資料來： 資料來：隨著電力市場化改革深入，中期視角預(yù)計國內(nèi)電價將進(jìn)入上漲周期。從頂層設(shè)計看，行政性降電價的舉措已經(jīng)步入尾聲，新一輪的改革重點預(yù)計將以市場化手段逐步替代行政手段，國內(nèi)電價機制將迎來結(jié)構(gòu)性改革機會，考慮到全國統(tǒng)一電力市場計劃于0建成，預(yù)計隨著電能量成本機制的理順，電力輔助服務(wù)市場和容量電價機制的建立，輸配電價合理核定的完成，電價或?qū)⑦M(jìn)入漸進(jìn)式的上漲周期。上網(wǎng)電價方面，目前雖然燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍已經(jīng)放寬至%，仍然難以完全消化煤價上漲帶來的沖擊，煤電仍受煤炭供應(yīng)緊張限制，預(yù)計火電在市場化過程中仍有價格上漲空間；雖然新能源電能量的邊際生產(chǎn)成本低，但是新能源消納的分?jǐn)偝杀救耘f會抬升電價。輸配電價方面，考慮到電網(wǎng)投資需求和合理收益，輸配電價或止跌回升。銷售電價方面，預(yù)計居民電價相對保持穩(wěn)定，當(dāng)完善分時電價機制后有望抬升體電價水平，而工商業(yè)用戶電價將以不同行業(yè)區(qū)分，分門別類實現(xiàn)上漲。具體怎么漲？推廣完善分時電價、聯(lián)動中長期和現(xiàn)貨市場，疏導(dǎo)輔助費用985年至今，我國電價經(jīng)歷了三次較大調(diào)整，電價從關(guān)注企業(yè)還貸轉(zhuǎn)向關(guān)注企業(yè)經(jīng)營情況再到分主體經(jīng)營情況，電價改革整體方向以更市場化為基調(diào)。從電價形成機制來看，我國大體經(jīng)歷了“還本付息電價“經(jīng)營期電價“三段式電價”三個階段。年還本付息電價模式下實行“一廠一價”以保證新電廠的投資收益，短期解決了電力短缺的問題，但是長期出現(xiàn)電廠效率低下發(fā)電成本上升的情況。1年國家提出了經(jīng)營期電價，以先進(jìn)企業(yè)平均成本作為參考價格。日前各地調(diào)整分時電價政策擴大峰谷價差，旨在更好發(fā)揮電價信號作用，同時為儲能、煤電靈活性改造等市場打開盈利空間。2年2月1日起，河南執(zhí)行最新分時電價機制；同年2月6日上海市發(fā)改委發(fā)布進(jìn)一步完善分時電價機制政策，高峰時段電價在平段電價基礎(chǔ)上最高可上浮%；江西湖北等地也調(diào)整了峰谷價差。我們認(rèn)為合適的峰谷價差會引導(dǎo)用戶削峰填谷，加速用戶側(cè)儲能需求釋放，同時促進(jìn)電源側(cè)火電靈活性改造，因此利好儲能、煤電靈活性改造等市場。221年7月底，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知《通知》規(guī)定，上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過%的地方，峰谷電價價差原則上不低于；其他地方原則上不低于。表：2年各省最新的時價政策覽省份 分時電價政策每年1月、7月至8月、2月，分時電電力戶執(zhí)季節(jié)電，在平電價變的礎(chǔ)上峰谷電價調(diào)整為河南 .::.。每年1月、7月至8月、2月，對分電價力用行尖峰價，峰時用電格其他月峰段價基礎(chǔ)上上浮。江西 高峰時電價浮，低谷電時段浮。每年用高峰份有4個月，根據(jù)基電價動比系數(shù)湖夏季和季尖電價上浮調(diào)整為浮，低谷湖北電價則下浮調(diào)整為浮。河北 高峰和谷時用電格在段價基礎(chǔ)分別下動；尖時段用價格高峰價基上上浮。針對一工商及其兩部、工業(yè)兩制用，夏（、、9月）和季（、2月）峰時電價在段電基礎(chǔ)上上海最高可浮，低谷時段價平段電基礎(chǔ)下浮，尖峰段電價高峰價的礎(chǔ)上浮。各發(fā)改委由于電力需求調(diào)整具有一定的剛性，類比階梯電價，分時電價在鼓勵削峰填谷的過程中會增加正常用戶的平均電價水平。以居民電價為例，一直以來，多地居民電價都是實行階梯電價，分為三個檔次，用電量越大價格越高。隨著居民生活用電量不斷提高，越來越多的用戶觸及到第三檔，導(dǎo)致居民電價水平普遍提高，以上海為例，當(dāng)家庭單月用電量到達(dá)0/800度時，雖然低檔電價不變，但電價實際漲幅達(dá)0%。隨著居民生活水平的提高，家庭電費的上漲速度遠(yuǎn)不及家庭收入的上漲，因此居民對于電價的敏感性出現(xiàn)降低。對于工業(yè)企業(yè)來說尤其是類似水泥玻璃等需要長時間維持運轉(zhuǎn)的行業(yè)，其生產(chǎn)活動相對剛性難以調(diào)整其用電時間，其平均電力成本將在分時電價實施后增加。以表4為例，河南、江西、湖北、河北和上海五地僅江西高峰電價上浮比與低谷電價下浮比相當(dāng)，其余省市電價上浮比均遠(yuǎn)高于低谷下浮比。圖：居民階梯價測（以海為例） 圖：近0年居民用量增為.，階梯價未變 0

不使用梯電價 使用階電實際上幅度0 0 0

14,00012,00010,000,0,0,0,00上市發(fā)委測算 W，電力中長期合同受政策青睞，提高簽訂比例可發(fā)揮保障電力平穩(wěn)運行的壓艙石、穩(wěn)定器作用，用電大省電價頂格上漲。2年2月2日，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布關(guān)于做好3年電力中長期合同簽訂履約工作的通知，不斷推進(jìn)中長期電力市場的建設(shè)。通知中提到，市場化電力用戶3年年度中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用電量的%，并通過后續(xù)季度、月度、月內(nèi)合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的%。在長期購電協(xié)議中，需要充分考慮燃料生產(chǎn)成本和發(fā)電企業(yè)承受能力，政府鼓勵購售雙方在中長期合同中設(shè)立交易電價與煤炭、天然氣價格掛鉤聯(lián)動條款，引導(dǎo)形成交易電價隨煤炭、天然氣市場價格變化合理浮動機制，因此簽訂長期合同在一定程度上也具備電價上漲的可能性和操作空間。022年12月22日，廣東電力交易中心通報3年度電力交易結(jié)果：雙邊協(xié)商交易成交電量,5億千瓦時，成交均價8厘千瓦時，相較廣東燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價3厘千瓦時上漲%，超出市場預(yù)期。圖：用電大省東、蘇中期合同價基頂格浮 圖：綠電中長合同量成交

成交均價元兆時 高于基價漲幅.%.%.%.%.%.%.%.%廣東省 江蘇省

3綠電交易量億瓦時2綠電交易量億瓦成交均價元兆時50廣東省 江蘇省

各發(fā)改 各發(fā)改，預(yù)計未來市場電比例將超過8成，其中內(nèi)部9成為中長期，1成為電力現(xiàn)貨，未來現(xiàn)貨市場價格波動將反映在中長期合同內(nèi)從而提高平均終端電價。從9號文來看，目前要求除居民和農(nóng)業(yè)用電外的所有工商業(yè)用電都進(jìn)入市場，根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，當(dāng)前居民和農(nóng)業(yè)用電占比大致為%，即未來將有%的電力由市場定價。2年2月能源局發(fā)布的《關(guān)于做好3年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》則明確提出年年度中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用電量的%，月度（含月內(nèi)）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的%，也就是說有%的電價將由現(xiàn)貨市場形成。同時文件還提出未來中長期市場要做好與現(xiàn)貨市場的銜接，約定在現(xiàn)貨市場運行期間的負(fù)荷曲線形成方式和調(diào)整方式，也就是說未來更多的電將采取分時間段的中長期市場交易，現(xiàn)貨市場的價格波動將能更好地反映在中長期電價中。從當(dāng)前價格形成機制來看，電力現(xiàn)貨價格不受%上浮限制高于中長期平均成交價，以廣東山東為例，其電力現(xiàn)貨價較中長期價格溢價約%左右。圖：現(xiàn)貨價格于中期結(jié)價格（2年1月） 圖：山東2年2月1日前電力貨市用電價格 0

電中期電力現(xiàn)結(jié)算價現(xiàn)貨較長期價（軸廣東 山東

各電力易中 山電力易中，利用用戶側(cè)參與輔助服務(wù)費用分?jǐn)偟姆绞?，調(diào)動發(fā)電企業(yè)的調(diào)峰積極性。根據(jù)英國國家電網(wǎng)電力系統(tǒng)運營商，21年英國電力平衡系統(tǒng)成本5億英鎊，同比增%，這一部分費用均計入終端用電成本。在北美集中式電力市場中，輔助服務(wù)費用會被直接分?jǐn)偨o代表用戶的售電商，在歐洲分散式電力市場中，輔助服務(wù)費用會以系統(tǒng)使用費等形式疏導(dǎo)到終端用戶。隨著新能源裝機比例的不斷提升，系統(tǒng)消納成本也將逐漸增加，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，我們預(yù)計用戶側(cè)參與輔助服務(wù)費用的分?jǐn)倢请妰r漲價的第三個機制。圖：美國JM市場電力助務(wù)費和比 圖：1電力輔助務(wù)補費用構(gòu)成 1.210.80.60.40.20

單度輔助務(wù)費W美國輔服務(wù)用占比78901

.%.%.%.%.%.%.%.%

調(diào)峰 調(diào)頻 備用 調(diào)壓 其他JMttefte， 中聯(lián)，中國國內(nèi)近年來電力輔助服務(wù)費用有所增長，未來用戶側(cè)共擔(dān)輔助費用將直接將成本傳導(dǎo)至下游電價。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，8年全國參與電力輔助服務(wù)補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共6家，補償費用共17.62億元，占上網(wǎng)電費總額的%。9年H，全國參與電力輔助服務(wù)補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共6家，補償費用共1億元，占上網(wǎng)電費總額的%。21H1火電參與輔助服務(wù)獲得的補償最高，21H1達(dá)120.62億元，遠(yuǎn)高于其他類型電源。補償費用主要來自發(fā)電機組分?jǐn)傎M用，合計1.29億元，占比為8.71%。我國輔助服務(wù)市場以調(diào)峰、調(diào)頻和備用為主。根據(jù)能源局在9年1月發(fā)布的《關(guān)于9年上半年電力輔助服務(wù)有關(guān)情況的通報，9年上半年電力輔助服務(wù)補償費用中調(diào)峰補償費用總額5.09億元，占總補償費用的%；調(diào)頻補償費用總額2.01億元，占總補償費用的%；備用補償費用總額1億元，占比%。圖：發(fā)電側(cè)未將共承擔(dān)助服務(wù)用 漲價誰買單？居民側(cè)穩(wěn)定，電源側(cè)受益，電網(wǎng)側(cè)影響有限，工商業(yè)側(cè)承擔(dān)預(yù)計未來調(diào)整電價結(jié)構(gòu)過程中仍會考慮民生保障問題，居民電價有望保持穩(wěn)定。讓電價反映市場供需及碳成本是電力市場化改革的目標(biāo)之一，煤電企業(yè)通過碳交易增加碳成本，需要有一個出口疏導(dǎo)電價的上漲：從國際經(jīng)驗來看，電力生產(chǎn)側(cè)的碳減排成本會通過電價逐步向下游（包括最終消費者）傳導(dǎo)，因此居民側(cè)電價上調(diào)的預(yù)期與雙碳目標(biāo)及碳交易相關(guān)。我國居民消費量只占目前電力消費總量的%，考慮民生保障目標(biāo)，預(yù)計居民電價維持穩(wěn)定。圖：2年9我國用電及占比況 圖：2年9我國制造用電量占比況 00000-

用電量億千時 占比%右一產(chǎn) 二產(chǎn) 三產(chǎn) 城鄉(xiāng)居民

.%.%.%.%.%.%.%.%

0005000-

用電量億千時 占比%右四大高載能高技術(shù)裝備 消費品 其他

， W，電源側(cè)是本輪漲價的受益者，漲價帶來利潤環(huán)節(jié)重新分配，安全主題下受益鼓勵電源裝機。當(dāng)前電改的目的是通過合理的電價機制鼓勵上游電力裝機放量，從而解決當(dāng)前電量和電功率的不平衡。從電量價格來看，當(dāng)前火電上網(wǎng)電價浮動比例已經(jīng)放寬至%，在當(dāng)前海外地緣危機緩解、一次能源價格下跌的背景下，火電企業(yè)利潤盈利已得到改善。綠電交易中，風(fēng)光等新能源相較標(biāo)桿上網(wǎng)電價均能獲得-5分錢度的綠色溢價或綠證，使其在補貼脫坡的情況下仍能保持較高的收益，從而支撐下游裝機增長，兼顧安全性和清潔性。電容量價格制度是保障電源側(cè)備用電源獲得合理收益的機制。因此電源側(cè)無論是新老能源，當(dāng)前電改下的電價上漲其都是受益方。電網(wǎng)側(cè)作為壟斷行業(yè)，其利潤率與投資額均有一定的行政色彩，企業(yè)較難在電價上漲中分得一杯羹。電網(wǎng)的規(guī)模經(jīng)濟性和網(wǎng)絡(luò)經(jīng)濟性使得輸配電業(yè)務(wù)具有自然壟斷屬性，我國電改9號文對輸配電業(yè)務(wù)規(guī)制的總體要求是“加強監(jiān)管，當(dāng)前作為電網(wǎng)主要收益來源的輸配電價，其定價模式是國家根據(jù)電網(wǎng)總資產(chǎn)所批準(zhǔn)的準(zhǔn)許收入除以總電量，該種機制下輸配電價的價格仍具有行政色彩難以順暢地上升，甚至為考慮下游用電成本電網(wǎng)公司的利潤率一直處于極低的水平。同時正如上文所分析的，當(dāng)前電力系統(tǒng)遇到的問題更多在電源側(cè)，通過電網(wǎng)的投資難以解決當(dāng)前的問題。用戶側(cè)，以浙江為例，當(dāng)前工商業(yè)中較小代理購電用戶議價權(quán)較低，買入了價格最高的電力，長期來看高耗能企業(yè)應(yīng)該是電價上漲的承擔(dān)者。電力市場銷售側(cè)在1年進(jìn)入快車道，根據(jù)發(fā)改委1年439號文，理論上2年所有的工商業(yè)電力用戶都需要加入電力市場，但是一些小型工商業(yè)用戶并沒有參加電力市場交易的經(jīng)驗和能力。我們以浙江電力市場為例：當(dāng)前參加電力市場化交易的用戶可分為入市交易用戶、兜底售電用戶和代理購電用戶。電壓在v以上的行業(yè)用戶和-1Kv愿意被電力銷售公司所接納的用戶正常參與電力市場交易，沒有售電公司承接的-1Kv的交易用戶，轉(zhuǎn)為兜底售電用戶，v以下的小用戶和居民農(nóng)業(yè)用電是代理購電。從浙江市場的電量和用戶量來看，入市交易用戶用電量最大但用戶數(shù)極少，可以理解為高耗能大企業(yè)，而用電量僅占%的代理購電用戶數(shù)量占%。圖：浙江電力場轉(zhuǎn)變 圖：浙江電力場三用戶用電量用戶占比

用電量比 用戶量比929251301926入市交易用戶 兜底售電用戶 代理購電用戶能雜信公號 能雜志信公號三類用戶中，入市交易用戶的電價最低，兜底售電和代理購電用戶承受了相對高昂的成本。2年Q1浙江國網(wǎng)代理購電用戶購電價格攀升至2元千瓦時，兜底售電用戶購電價格已攀升至5元千瓦時，顯著高于入市交易用戶。其原因在于在電力市場上，大用戶天然的具有優(yōu)勢，較大的電力和穩(wěn)定的負(fù)荷曲線能幫助其爭取到更優(yōu)惠的電價。代理購電用戶則在剔除低價的計劃電后，其電價較兜底售電用戶還高，因此在浙江出現(xiàn)了用戶用電規(guī)模越大其電單價越便宜的現(xiàn)象，而占據(jù)市場絕大多數(shù)的小市場主體承擔(dān)了更高的電價。事實上當(dāng)前的情況與電改初衷相背，國家曾先后出臺差別電價、懲罰性電價、階梯電價等提高高耗能企業(yè)電價負(fù)擔(dān)的政策，也一再強調(diào)不得給予高耗能企業(yè)優(yōu)惠電價《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》明確高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮%限制，其本意在于避免高耗能企業(yè)入市后獲得等同于普通企業(yè)的優(yōu)惠待遇。長期來看，用戶側(cè)應(yīng)由高耗能企業(yè)適當(dāng)承擔(dān)上漲的電價。節(jié)奏上來看，預(yù)計漲價決策是謹(jǐn)慎且緩慢的。我國居民電力消費量只占目前電力消費總量的%（-9全社會用電1億千瓦時，同比增速為%，城鄉(xiāng)居民生活用電量1億千瓦時，同比增長%，占全社會用電量的%；工業(yè)用電量4,619億千瓦時，其中制造業(yè)用電量0億千瓦時，占社會總用電量的%，因此即使居民電價上漲也遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠覆蓋發(fā)電成本上漲，同時考慮到民生保障目標(biāo)，我們認(rèn)為居民用電價格或?qū)⒈３址€(wěn)定，而工業(yè)電價（特別是高耗能工業(yè)）則需要承擔(dān)較大部分的碳中和成本。對于居民電價來說，政府出于考慮民生問題一般會較為謹(jǐn)慎；工業(yè)電價方面，政府也會慎重考慮電價對制造業(yè)競爭力的影響，所以即使工商業(yè)終端電價上升，預(yù)計也將是一個緩慢過程。▍電價上漲空間測算以及電改相關(guān)投資機會漲價測算：預(yù)計00年市場電（非居民用電）價格或接近07元度，但長期有望隨發(fā)電成本下行中電聯(lián)《適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》指出合理的電價機制應(yīng)為六個部分，即終端電價電能量價格容量價格輔助服務(wù)費用綠色環(huán)境價格輸配電價格政府性基金和附加。對比過去、現(xiàn)在和未來的電價結(jié)構(gòu)，我們按照下圖所示7個部分進(jìn)行拆分（此處電價預(yù)測針對市場電，根據(jù)上文觀點我們認(rèn)為居民電價或?qū)⒈３制椒€(wěn)，2后的終端電價預(yù)測僅用有彈性的市場電電價代替值得說明的是，我們未考慮平衡系統(tǒng)成本的上網(wǎng)電價費用會隨著新能源裝機占比的提升呈現(xiàn)繼續(xù)下行的趨勢。由前述分析，我們預(yù)計輸配電價緩步下行，預(yù)計3年電網(wǎng)投資增速約%，全社會用電量增長在疫情前平均近%，假設(shè)疫后可恢復(fù)接近至該水平，在合理利潤總電量的模式下預(yù)計輸配電價每年下降約%；輔助服務(wù)費用方面，根據(jù)國際經(jīng)驗，該部分成本占比一般在%以上，于是我們按照%假設(shè)；綠色環(huán)境價格方面，根據(jù)廣東省3年中長期合同可再生能源的環(huán)境溢價占比約為，我們假設(shè)該成本對標(biāo)碳成本逐年升高；容量價格方面，該價格用于補償未發(fā)滿電的新煤電機組的利潤損失，根據(jù)山東省參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用為1元度，換算為全市場的容量價格約為1元度，后續(xù)隨著全國各地容量價格機制的建立和完善，預(yù)計該價格會逐步提升，考慮當(dāng)前美國風(fēng)光發(fā)電占比與我國類似在%的水平，其容量電價占比為%，假設(shè)0年國內(nèi)容量電價占比逐步達(dá)到該比例。我們預(yù)測，全社會平均終端電價自4年（5元度）下行至（9元度）見底，1年四季度隨著火電漲價開始回升，到20年見頂（接近7元度左右，隨后風(fēng)光低價上網(wǎng)會成為主導(dǎo)終端電價下行的核心驅(qū)動力。本部分做出較為定量的測算是希望更好的展示中短期市場電（非居民用電）價格會有所抬升的結(jié)論，但該測算依賴假設(shè)條件較多，實際市場電（非居民用電）價格上漲幅度和上漲的速度或與本報告測算值有所出入，本測算值僅供參考用于趨勢判斷。從更長期來看，我國電價將在技術(shù)進(jìn)步的背景下隨著新能源發(fā)電成本下行而下降。圖：2～E我國端價（平銷售價）成拆及測 .5.0.5.0.5.0

電能量格 輸配電格 容量價格 綠色環(huán)價線損 政府性金和加輔助服費用

.59.77.59資料來：國電網(wǎng)中電，家能源，測投資機會：綠電交易分布式電力交易電子交易平臺虛擬電廠021年1月，中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見（以下簡稱《2指導(dǎo)意見，全國統(tǒng)一電力市場應(yīng)勢而生，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)和實現(xiàn)雙碳目標(biāo)的重要抓手，短中期看碳中和政策給予電力系統(tǒng)再一次高速增長的機會，有以下四個方面的新看點?？袋c一“證電合一”的綠色電力交易將得到長足發(fā)展。7年，國家為了解決新能源產(chǎn)業(yè)過度依賴財政補貼的問題，推出綠色電力證書，簡稱綠證制度，電力用戶向發(fā)電企業(yè)購買綠證，發(fā)電企業(yè)對于出售綠證獲益部分，不再接受財政補貼。但自綠證推出以來，由于新能源電力的消納量不足，綠