全国电力市场统一，工商业电价会跌吗？

2025-07-30 09:20:27 电知事编辑部　点击量：评论 (0)

全国电力市场统一对工商业电价的影响：是涨是跌?深度解析与未来展望1. 引言：一场深刻的变革——全国统一电力市场拉开序幕对于中国的工商...

全国电力市场统一对工商业电价的影响：是涨是跌?深度解析与未来展望

1. 引言：一场深刻的变革——全国统一电力市场拉开序幕

对于中国的工商业企业主而言，电价长期以来是一个相对稳定、由政府设定的生产要素成本。然而，一场深刻的变革正在悄然重塑这个熟悉的领域。建设全国统一电力市场，这项被提升至国家战略高度的改革，正以前所未有的广度和深度，改变着中国电力的生产、输送和消费方式。这不仅仅是一项行业政策的调整，更是一场关系到数百万企业成本、竞争力和未来发展方向的根本性变革。面对这场变革，所有工商业用户最关心的问题莫过于：未来的电价，究竟是涨是跌?

从“9号文”到“统一大市场”：回顾中国电力改革的宏大叙事

中国本轮电力体制改革的宏大叙事始于2015年。当年发布的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)，即著名的“9号文”，确立了“管住中间、放开两头”的核心原则。这一顶层设计旨在将具有自然垄断属性的输配电网业务与具备竞争条件的发电、售电环节分离开来，为引入市场竞争奠定了基础架构。

在“9号文”的指引下，各省(区、市)纷纷开启了电力市场化试点，发用电计划逐步放开，售电公司如雨后春笋般涌现，市场化交易电量占比大幅提升。然而，这些以省为单位的市场在带来了初步竞争红利的同时，也形成了新的壁垒，各省市场规则不一、标准各异，阻碍了电力资源在更大范围内的流动和优化。

为了破解这一难题，改革进入了新的阶段。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)，标志着电力改革的重心从“放开”省级市场，转向“统一”全国市场。文件明确提出，到2025年初步建成全国统一电力市场体系，到2030年基本建成，实现电力资源在全国范围内的共享互济和优化配置。这宣告了中国电力行业正从一个由计划主导、政府定价的模式，向一个由市场发现价格、反映真实供需关系的模式进行根本性转变。

为何要“统一”?破除壁垒、优化配置与能源安全的战略要义

建设全国统一电力市场，其背后蕴含着深刻的战略考量。

核心目标是优化资源配置。中国的能源资源禀赋与电力负荷中心呈逆向分布的特征尤为突出：风、光、煤等主要能源资源集中在广袤的西部和北部地区，而超过75%的能源消耗却发生在人口密集、经济发达的东部和中南部地区。统一市场旨在打破省间壁垒，通过市场化机制和价格信号，引导西部、北部的低成本电力，通过特高压等输电大动脉，高效输送至东部、南部的负荷中心，从而降低全社会的用电成本，提升能源利用效率。

关键支撑是促进新能源消纳。在“双碳”目标下，以风电、光伏为代表的新能源正以前所未有的速度发展。但其固有的间歇性、波动性给电网的实时平衡带来了巨大挑战。一个省级的电网难以独自消化大规模新能源的出力波动，而一个全国性的统一市场，其广阔的地域覆盖和多样化的负荷特性，能够为新能源提供一个巨大无比的“蓄水池”，在更大时空范围内平抑波动、促进消纳，有效减少“弃风弃光”现象，为能源绿色低碳转型提供坚实基础。

根本保障是提升能源安全。近年来，极端天气事件频发，局部地区在用电高峰期面临供应紧张的局面。一个统一、联通的全国电力市场，能够极大增强电力系统的韧性。当某一区域因干旱、酷暑等原因出现电力缺口时，可以通过跨省跨区的市场化交易和应急调度，迅速从电力充裕的地区获得支援，形成“一方有难，八方支援”的保供格局，为国家经济社会发展筑牢能源安全的防线。

对企业意味着什么：从被动接受者到主动参与者的角色转变

这场深刻的变革，对工商业企业最直接的冲击，是其在电力市场中角色的根本性转变。在传统的计划体制下，企业是电价的被动接受者，只需按月缴纳电费单即可。而在新的市场体系下，企业被推向了市场的前台，成为主动的参与者。这意味着企业需要开始关注市场价格的波动，学会在数百家售电公司中做出选择，甚至通过优化自身的用电行为来管理成本、创造价值。

更深层次的改变在于风险的转移。过去，燃料价格波动、供需失衡等风险主要由电网和国家承担。而一个真正的市场，其核心功能之一就是通过价格来传递和分配风险。未来，这些风险将越来越多地由发电企业和包括工商业在内的终端用户共同承担。您的电费单，将不再仅仅是一个简单的成本数字，而是您在电力市场中风险敞口的直接体现。

因此，本文旨在超越“是涨是跌”这个看似简单却实则复杂的问题，深入剖析全国统一电力市场下工商业电价的结构性变化，揭示其背后的多重影响因素，并为广大工商业企业提供一套清晰的认知框架和实用的应对策略，帮助您在这场时代变革中，化挑战为机遇。

2. 核心博弈：工商业电价的“拔河赛”

要准确判断未来工商业电价的走势，就必须理解其背后复杂的构成和多重影响因素。这并非一个简单的线性问题，而更像一场激烈的“拔河比赛”，多股力量同时向相反方向拉扯着电价的绳索。只有清晰地辨识出这些力量，才能理解电价动态平衡的逻辑。

推高电价的“加法”因素

在一系列改革措施下，一些过去被隐藏或由其他方承担的成本，正变得越来越显性化，并被直接或间接地加到工商业用户的电费单中，构成了推动电价上涨的主要力量。

“彼此间壁垒：输配电价改革的成本显性化

作为“管住中间”改革的核心，输配电价(即电力的“过网费”)被单独核定，其定价模式转变为“准许成本加合理收益”。这意味着电网公司不再通过赚取购销差价盈利，而是收取一个由政府严格监管的、透明的“运费”。这一变革的直接后果是，电网建设、运营和维护的成本被清晰地呈现在用户面前，构成了一个难以撼动的“硬成本”基底。未来，为了接纳更多新能源、支撑经济发展而进行的一切电网投资，其成本都将通过输配电价机制，直接传导至终端用户。

更进一步，新一轮的输配电价改革将更多成本细项从原先笼统的输配电价中“剥离”出来，例如上网环节线损费用和系统运行费用等被单列。这种做法虽然提升了价格的透明度，但也让用户直观地感受到，电费账单上的“加法项”正在变多。

为“可靠性”买单：煤电容量电价机制的诞生与成本分摊

随着新能源发电占比的快速提升，传统煤电的角色正从“主力电源”向“保障性和系统调节性电源”加速转型。它们发电的小时数越来越少，仅通过市场化的电量电价难以收回高昂的固定成本(如折旧、人工、财务费用等)，导致整个行业面临生存危机。

为了确保在风光不足时依然有充足、可靠的电力供应，国家于2023年底正式推出了煤电容量电价机制。这是一种两部制电价，即煤电厂的收入由两部分构成：一部分是发电上网时通过市场竞争获得的电量电价，另一部分则是只要保持合规在运、能够随时响应调度，就能获得的容量电价。这笔容量电费，本质上是整个电力系统为“可靠性”这份保险支付的费用。

关键在于，这笔新增的容量电费由谁承担?政策明确规定，由工商业用户根据其每月用电量按比例分摊。在2024-2025年，这笔费用将回收煤电机组约30%-50%的固定成本，而从2026年起，该比例将提升至不低于50%。这意味着，一个全新的、持续增长的刚性成本项，已经被永久性地加入到了工商业用户的电费构成中。

“绿电”的波动代价：辅助服务费用如何进入您的账单

风电的“风无常形”和光伏的“昼出夜伏”，给电力系统的稳定运行带来了巨大挑战。为了平抑这些波动，电网需要频繁调用火电、水电、储能等灵活性资源，提供调峰、调频、备用、无功补偿等一系列“辅助服务”。

这些服务的成本遵循“谁受益，谁分担”的原则。过去，这部分成本主要在发电侧内部消化。而随着新能源成为主力，辅助 service的需求量和成本都将急剧增加。新的市场规则明确提出，要建立用户参与的辅助服务分担共享机制。这意味着，为了保障高比例新能源并网后电网依然稳定，所产生的辅助服务成本，将越来越多地通过“系统运行费用”等名目，由用户侧来分摊。

环境价值的体现：绿色电力交易与绿证带来的溢价

在“双碳”目标驱动下，电力的“绿色属性”开始具有明确的经济价值。这主要通过两种方式体现：

绿色电力交易

1.：允许用户直接购买风电、光伏等绿色电力。这类交易的价格通常会在当地燃煤标杆价的基础上，额外叠加一部分反映其环境价值的“溢价”。

绿色电力证书（绿证）

2.：绿证是可再生能源电量的“身份证”，代表1兆瓦时(1000度)绿色电力的环境价值。它可以与电量一同交易(“证电合一”)，也可以单独交易(“证电分离”)。

对于许多企业，尤其是外向型企业、上市公司以及有自身ESG(环境、社会和治理)承诺的企业而言，购买绿电或绿证正从一种自愿行为，转变为一种“刚需”。国家推行的“可再生能源消纳责任权重”制度，要求各省级行政区域及主要用电企业承担一定的可再生能源消纳任务，而完成任务的主要途径就是购买绿电或绿证。这种强制性的合规需求，将使得“绿色溢价”成为越来越多企业无法回避的真实成本。

市场初期的阵痛：现货市场的价格波动与风险敞口

随着各省电力现货市场的陆续启动，电价开始以分钟级或小时级的频率波动，以真实反映瞬时的供需关系。这是一个巨大的进步，但也带来了新的风险。在用电高峰或极端天气下，现货价格可能飙升至极高水平;而在中午光伏大发、用电负荷不高时，电价甚至可能跌至零或负值。

这种价格的剧烈波动是市场机制的内在特征，其目的是为了发送最强烈的经济信号，引导用户“削峰填谷”，促进储能等灵活性资源的投资。但对于尚未准备好的企业而言，直接暴露在现货市场的价格风险之下，可能导致用电成本的急剧增加和预算的失控。

拉低电价的“减法”因素

与此同时，市场上也存在着多股强大的力量，在不懈地拉低电价，成为企业控制成本的希望所在。

“货比三家”的力量：发电与售电侧竞争的降价效应

电力市场化改革最直观的成果，就是打破了发电和售电环节的垄断。数千家售电公司的涌入，以及发电企业之间为争取中长期合同而展开的激烈竞争，无疑对电量部分的市场交易价格形成了强大的下行压力。企业可以通过与不同的售电公司谈判，或者直接与发电企业交易，来寻求更优惠的购电价格。这是市场化带来的最直接的红利。但需要明确的是，这种竞争只能影响电价构成中的“市场交易电价”部分，对于政府核定的输配电价、容量电价等刚性成本则无能为力。

技术进步的红利：光伏与风电成本下降带来的根本性利好

这是影响电价长期走势的最根本、最强大的通缩力量。过去十年，得益于技术迭代和规模化生产，全球光伏组件成本下降了超过80%，陆上风电成本也下降了近40%。如今，新建的大型光伏和风电项目的度电成本，不仅远低于新建煤电项目，在很多地区甚至已经低于现有煤电厂的燃料成本。这意味着，未来电力系统中最主要的增量供给，将来自这些边际成本极低的电源，为电价的长期下行打开了广阔空间。

“西电东送”的升级版：跨省区交易打破地域价差

全国统一电力市场的核心价值之一，就是促进“西电东送、北电南送”从计划模式向市场模式的升级。通过跨省跨区的市场化交易，东部沿海的工厂可以直接购买来自云南的廉价水电，或来自甘肃、新疆的低成本光伏电力。这种跨区域的资源优化配置，能够有效拉低电力输入省份的整体购电成本。近年来，全国跨省跨区市场化交易电量已从几乎为零增长到2024年的1.4万亿千瓦时，显示出其巨大的降本增效潜力。

用户侧的“削峰填谷”：需求响应与储能的价值创造

新的市场机制不仅在改变供给侧，更在激活需求侧的潜力。

需求侧响应

•：电网或负荷聚合商通过补贴等激励方式，引导用户在用电高峰时段主动削减非必要的用电负荷。这不仅能为企业带来直接的补贴收入，更能通过降低系统峰值负荷，减少对昂贵的尖峰发电机组的依赖，从而降低全社会的平均电价。

用户侧储能

•：随着电池成本的快速下降，工商业储能的经济性日益凸显。企业可以通过配置储能系统，在电价低谷时(如午间光伏大发时段)充电，在电价高峰时放电供自己使用，实现“峰谷套利”，直接降低电费支出。

多种因素的动态平衡：为何“是涨是跌”没有简单答案

综上所述，未来工商业电价的走势，是上述多重“加法”与“减法”因素相互博弈、动态平衡的结果。一方面，输配电价、容量电价、辅助服务费用等一系列新的刚性成本被明确并加入电费单。另一方面，电能量价格本身又面临着激烈的市场竞争和新能源成本下降带来的强大下行压力。

因此，简单地用“涨”或“跌”来概括未来的电价趋势是片面的。更准确的描述是：工商业电价正在发生一场深刻的结构性重塑。

这场重塑的核心逻辑，源于能源转型中一个根本性的矛盾：如何平衡低成本、不稳定的新能源与高成本、高可靠性的传统能源之间的关系。国家大力发展可再生能源，其极低的边际成本会压低市场中的电能量价格，尤其是在风光大发时段。这种低电价环境反过来又使得为电网提供可靠性保障的煤电机组难以生存。为了留住这些“压舱石”，政府不得不设计出容量电价机制，为其提供额外的固定收入，但这笔钱最终需要工商业用户来买单。

所以，我们看到一个有趣的现象：正是廉价新能源的成功，催生了为保障系统可靠性而新增的固定费用。未来的电价，将是这两种力量的混合体——一部分是波动的、可能非常便宜的绿色电能，另一部分则是为电网稳定和可靠性支付的、相对固定的“保险费”。

对企业而言，这意味着电价的平均水平可能在短期内保持稳定甚至略有上升，但其波动性将显著增加，且构成中不可协商的刚性成本占比会越来越高。企业能够通过“货比三家”来降低的部分(电能量价格)在总盘子里的份额可能在缩小，而必须通过优化自身“用电行为”来管理的部分(应对峰谷价差、参与需求响应)则在迅速扩大。

为了更直观地理解这一变化，下表对比了改革前后工商业电价的构成。

表1：工商业用户电价构成新旧对比

#FormatImgID_0#

3. 分区域、分行业的差异化影响分析

全国统一电力市场虽然冠以“统一”之名，但其带来的影响绝非“整齐划一”。由于中国地域辽阔，各地区经济发展水平、产业结构、资源禀赋和负荷特性差异巨大，这场改革将在不同区域和不同行业中激起迥然不同的浪花，催生出差异化的挑战与机遇。