全國電力市場統一，工商業電價會跌嗎？

2025-07-30 09:20:27 電知事編輯部　點擊量：評論 (0)

全國電力市場統一對工商業電價的影響：是漲是跌?深度解析與未來展望1. 引言：一場深刻的變革——全國統一電力市場拉開序幕對于中國的工商...

全國電力市場統一對工商業電價的影響：是漲是跌?深度解析與未來展望

1. 引言：一場深刻的變革——全國統一電力市場拉開序幕

對于中國的工商業企業主而言，電價長期以來是一個相對穩定、由政府設定的生產要素成本。然而，一場深刻的變革正在悄然重塑這個熟悉的領域。建設全國統一電力市場，這項被提升至國家戰略高度的改革，正以前所未有的廣度和深度，改變著中國電力的生產、輸送和消費方式。這不僅僅是一項行業政策的調整，更是一場關系到數百萬企業成本、競爭力和未來發展方向的根本性變革。面對這場變革，所有工商業用戶最關心的問題莫過于：未來的電價，究竟是漲是跌?

從“9號文”到“統一大市場”：回顧中國電力改革的宏大敘事

中國本輪電力體制改革的宏大敘事始于2015年。當年發布的《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號文)，即著名的“9號文”，確立了“管住中間、放開兩頭”的核心原則。這一頂層設計旨在將具有自然壟斷屬性的輸配電網業務與具備競爭條件的發電、售電環節分離開來，為引入市場競爭奠定了基礎架構。

在“9號文”的指引下，各省(區、市)紛紛開啟了電力市場化試點，發用電計劃逐步放開，售電公司如雨后春筍般涌現，市場化交易電量占比大幅提升。然而，這些以省為單位的市場在帶來了初步競爭紅利的同時，也形成了新的壁壘，各省市場規則不一、標準各異，阻礙了電力資源在更大范圍內的流動和優化。

為了破解這一難題，改革進入了新的階段。2022年，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)，標志著電力改革的重心從“放開”省級市場，轉向“統一”全國市場。文件明確提出，到2025年初步建成全國統一電力市場體系，到2030年基本建成，實現電力資源在全國范圍內的共享互濟和優化配置。這宣告了中國電力行業正從一個由計劃主導、政府定價的模式，向一個由市場發現價格、反映真實供需關系的模式進行根本性轉變。

為何要“統一”?破除壁壘、優化配置與能源安全的戰略要義

建設全國統一電力市場，其背后蘊含著深刻的戰略考量。

核心目標是優化資源配置。中國的能源資源稟賦與電力負荷中心呈逆向分布的特征尤為突出：風、光、煤等主要能源資源集中在廣袤的西部和北部地區，而超過75%的能源消耗卻發生在人口密集、經濟發達的東部和中南部地區。統一市場旨在打破省間壁壘，通過市場化機制和價格信號，引導西部、北部的低成本電力，通過特高壓等輸電大動脈，高效輸送至東部、南部的負荷中心，從而降低全社會的用電成本，提升能源利用效率。

關鍵支撐是促進新能源消納。在“雙碳”目標下，以風電、光伏為代表的新能源正以前所未有的速度發展。但其固有的間歇性、波動性給電網的實時平衡帶來了巨大挑戰。一個省級的電網難以獨自消化大規模新能源的出力波動，而一個全國性的統一市場，其廣闊的地域覆蓋和多樣化的負荷特性，能夠為新能源提供一個巨大無比的“蓄水池”，在更大時空范圍內平抑波動、促進消納，有效減少“棄風棄光”現象，為能源綠色低碳轉型提供堅實基礎。

根本保障是提升能源安全。近年來，極端天氣事件頻發，局部地區在用電高峰期面臨供應緊張的局面。一個統一、聯通的全國電力市場，能夠極大增強電力系統的韌性。當某一區域因干旱、酷暑等原因出現電力缺口時，可以通過跨省跨區的市場化交易和應急調度，迅速從電力充裕的地區獲得支援，形成“一方有難，八方支援”的保供格局，為國家經濟社會發展筑牢能源安全的防線。

對企業意味著什么：從被動接受者到主動參與者的角色轉變

這場深刻的變革，對工商業企業最直接的沖擊，是其在電力市場中角色的根本性轉變。在傳統的計劃體制下，企業是電價的被動接受者，只需按月繳納電費單即可。而在新的市場體系下，企業被推向了市場的前臺，成為主動的參與者。這意味著企業需要開始關注市場價格的波動，學會在數百家售電公司中做出選擇，甚至通過優化自身的用電行為來管理成本、創造價值。

更深層次的改變在于風險的轉移。過去，燃料價格波動、供需失衡等風險主要由電網和國家承擔。而一個真正的市場，其核心功能之一就是通過價格來傳遞和分配風險。未來，這些風險將越來越多地由發電企業和包括工商業在內的終端用戶共同承擔。您的電費單，將不再僅僅是一個簡單的成本數字，而是您在電力市場中風險敞口的直接體現。

因此，本文旨在超越“是漲是跌”這個看似簡單卻實則復雜的問題，深入剖析全國統一電力市場下工商業電價的結構性變化，揭示其背后的多重影響因素，并為廣大工商業企業提供一套清晰的認知框架和實用的應對策略，幫助您在這場時代變革中，化挑戰為機遇。

2. 核心博弈：工商業電價的“拔河賽”

要準確判斷未來工商業電價的走勢，就必須理解其背后復雜的構成和多重影響因素。這并非一個簡單的線性問題，而更像一場激烈的“拔河比賽”，多股力量同時向相反方向拉扯著電價的繩索。只有清晰地辨識出這些力量，才能理解電價動態平衡的邏輯。

推高電價的“加法”因素

在一系列改革措施下，一些過去被隱藏或由其他方承擔的成本，正變得越來越顯性化，并被直接或間接地加到工商業用戶的電費單中，構成了推動電價上漲的主要力量。

“彼此間壁壘：輸配電價改革的成本顯性化

作為“管住中間”改革的核心，輸配電價(即電力的“過網費”)被單獨核定，其定價模式轉變為“準許成本加合理收益”。這意味著電網公司不再通過賺取購銷差價盈利，而是收取一個由政府嚴格監管的、透明的“運費”。這一變革的直接后果是，電網建設、運營和維護的成本被清晰地呈現在用戶面前，構成了一個難以撼動的“硬成本”基底。未來，為了接納更多新能源、支撐經濟發展而進行的一切電網投資，其成本都將通過輸配電價機制，直接傳導至終端用戶。

更進一步，新一輪的輸配電價改革將更多成本細項從原先籠統的輸配電價中“剝離”出來，例如上網環節線損費用和系統運行費用等被單列。這種做法雖然提升了價格的透明度，但也讓用戶直觀地感受到，電費賬單上的“加法項”正在變多。

為“可靠性”買單：煤電容量電價機制的誕生與成本分攤

隨著新能源發電占比的快速提升，傳統煤電的角色正從“主力電源”向“保障性和系統調節性電源”加速轉型。它們發電的小時數越來越少，僅通過市場化的電量電價難以收回高昂的固定成本(如折舊、人工、財務費用等)，導致整個行業面臨生存危機。

為了確保在風光不足時依然有充足、可靠的電力供應，國家于2023年底正式推出了煤電容量電價機制。這是一種兩部制電價，即煤電廠的收入由兩部分構成：一部分是發電上網時通過市場競爭獲得的電量電價，另一部分則是只要保持合規在運、能夠隨時響應調度，就能獲得的容量電價。這筆容量電費，本質上是整個電力系統為“可靠性”這份保險支付的費用。

關鍵在于，這筆新增的容量電費由誰承擔?政策明確規定，由工商業用戶根據其每月用電量按比例分攤。在2024-2025年，這筆費用將回收煤電機組約30%-50%的固定成本，而從2026年起，該比例將提升至不低于50%。這意味著，一個全新的、持續增長的剛性成本項，已經被永久性地加入到了工商業用戶的電費構成中。

“綠電”的波動代價：輔助服務費用如何進入您的賬單

風電的“風無常形”和光伏的“晝出夜伏”，給電力系統的穩定運行帶來了巨大挑戰。為了平抑這些波動，電網需要頻繁調用火電、水電、儲能等靈活性資源，提供調峰、調頻、備用、無功補償等一系列“輔助服務”。

這些服務的成本遵循“誰受益，誰分擔”的原則。過去，這部分成本主要在發電側內部消化。而隨著新能源成為主力，輔助 service的需求量和成本都將急劇增加。新的市場規則明確提出，要建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。這意味著，為了保障高比例新能源并網后電網依然穩定，所產生的輔助服務成本，將越來越多地通過“系統運行費用”等名目，由用戶側來分攤。

環境價值的體現：綠色電力交易與綠證帶來的溢價

在“雙碳”目標驅動下，電力的“綠色屬性”開始具有明確的經濟價值。這主要通過兩種方式體現：

綠色電力交易

1.：允許用戶直接購買風電、光伏等綠色電力。這類交易的價格通常會在當地燃煤標桿價的基礎上，額外疊加一部分反映其環境價值的“溢價”。

綠色電力證書（綠證）

2.：綠證是可再生能源電量的“身份證”，代表1兆瓦時(1000度)綠色電力的環境價值。它可以與電量一同交易(“證電合一”)，也可以單獨交易(“證電分離”)。

對于許多企業，尤其是外向型企業、上市公司以及有自身ESG(環境、社會和治理)承諾的企業而言，購買綠電或綠證正從一種自愿行為，轉變為一種“剛需”。國家推行的“可再生能源消納責任權重”制度，要求各省級行政區域及主要用電企業承擔一定的可再生能源消納任務，而完成任務的主要途徑就是購買綠電或綠證。這種強制性的合規需求，將使得“綠色溢價”成為越來越多企業無法回避的真實成本。

市場初期的陣痛：現貨市場的價格波動與風險敞口

隨著各省電力現貨市場的陸續啟動，電價開始以分鐘級或小時級的頻率波動，以真實反映瞬時的供需關系。這是一個巨大的進步，但也帶來了新的風險。在用電高峰或極端天氣下，現貨價格可能飆升至極高水平;而在中午光伏大發、用電負荷不高時，電價甚至可能跌至零或負值。

這種價格的劇烈波動是市場機制的內在特征，其目的是為了發送最強烈的經濟信號，引導用戶“削峰填谷”，促進儲能等靈活性資源的投資。但對于尚未準備好的企業而言，直接暴露在現貨市場的價格風險之下，可能導致用電成本的急劇增加和預算的失控。

拉低電價的“減法”因素

與此同時，市場上也存在著多股強大的力量，在不懈地拉低電價，成為企業控制成本的希望所在。

“貨比三家”的力量：發電與售電側競爭的降價效應

電力市場化改革最直觀的成果，就是打破了發電和售電環節的壟斷。數千家售電公司的涌入，以及發電企業之間為爭取中長期合同而展開的激烈競爭，無疑對電量部分的市場交易價格形成了強大的下行壓力。企業可以通過與不同的售電公司談判，或者直接與發電企業交易，來尋求更優惠的購電價格。這是市場化帶來的最直接的紅利。但需要明確的是，這種競爭只能影響電價構成中的“市場交易電價”部分，對于政府核定的輸配電價、容量電價等剛性成本則無能為力。

技術進步的紅利：光伏與風電成本下降帶來的根本性利好

這是影響電價長期走勢的最根本、最強大的通縮力量。過去十年，得益于技術迭代和規模化生產，全球光伏組件成本下降了超過80%，陸上風電成本也下降了近40%。如今，新建的大型光伏和風電項目的度電成本，不僅遠低于新建煤電項目，在很多地區甚至已經低于現有煤電廠的燃料成本。這意味著，未來電力系統中最主要的增量供給，將來自這些邊際成本極低的電源，為電價的長期下行打開了廣闊空間。

“西電東送”的升級版：跨省區交易打破地域價差

全國統一電力市場的核心價值之一，就是促進“西電東送、北電南送”從計劃模式向市場模式的升級。通過跨省跨區的市場化交易，東部沿海的工廠可以直接購買來自云南的廉價水電，或來自甘肅、新疆的低成本光伏電力。這種跨區域的資源優化配置，能夠有效拉低電力輸入省份的整體購電成本。近年來，全國跨省跨區市場化交易電量已從幾乎為零增長到2024年的1.4萬億千瓦時，顯示出其巨大的降本增效潛力。

用戶側的“削峰填谷”：需求響應與儲能的價值創造

新的市場機制不僅在改變供給側，更在激活需求側的潛力。

需求側響應

•：電網或負荷聚合商通過補貼等激勵方式，引導用戶在用電高峰時段主動削減非必要的用電負荷。這不僅能為企業帶來直接的補貼收入，更能通過降低系統峰值負荷，減少對昂貴的尖峰發電機組的依賴，從而降低全社會的平均電價。

用戶側儲能

•：隨著電池成本的快速下降，工商業儲能的經濟性日益凸顯。企業可以通過配置儲能系統，在電價低谷時(如午間光伏大發時段)充電，在電價高峰時放電供自己使用，實現“峰谷套利”，直接降低電費支出。

多種因素的動態平衡：為何“是漲是跌”沒有簡單答案

綜上所述，未來工商業電價的走勢，是上述多重“加法”與“減法”因素相互博弈、動態平衡的結果。一方面，輸配電價、容量電價、輔助服務費用等一系列新的剛性成本被明確并加入電費單。另一方面，電能量價格本身又面臨著激烈的市場競爭和新能源成本下降帶來的強大下行壓力。

因此，簡單地用“漲”或“跌”來概括未來的電價趨勢是片面的。更準確的描述是：工商業電價正在發生一場深刻的結構性重塑。

這場重塑的核心邏輯，源于能源轉型中一個根本性的矛盾：如何平衡低成本、不穩定的新能源與高成本、高可靠性的傳統能源之間的關系。國家大力發展可再生能源，其極低的邊際成本會壓低市場中的電能量價格，尤其是在風光大發時段。這種低電價環境反過來又使得為電網提供可靠性保障的煤電機組難以生存。為了留住這些“壓艙石”，政府不得不設計出容量電價機制，為其提供額外的固定收入，但這筆錢最終需要工商業用戶來買單。

所以，我們看到一個有趣的現象：正是廉價新能源的成功，催生了為保障系統可靠性而新增的固定費用。未來的電價，將是這兩種力量的混合體——一部分是波動的、可能非常便宜的綠色電能，另一部分則是為電網穩定和可靠性支付的、相對固定的“保險費”。

對企業而言，這意味著電價的平均水平可能在短期內保持穩定甚至略有上升，但其波動性將顯著增加，且構成中不可協商的剛性成本占比會越來越高。企業能夠通過“貨比三家”來降低的部分(電能量價格)在總盤子里的份額可能在縮小，而必須通過優化自身“用電行為”來管理的部分(應對峰谷價差、參與需求響應)則在迅速擴大。

為了更直觀地理解這一變化，下表對比了改革前后工商業電價的構成。

表1：工商業用戶電價構成新舊對比

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3. 分區域、分行業的差異化影響分析

全國統一電力市場雖然冠以“統一”之名，但其帶來的影響絕非“整齊劃一”。由于中國地域遼闊，各地區經濟發展水平、產業結構、資源稟賦和負荷特性差異巨大，這場改革將在不同區域和不同行業中激起迥然不同的浪花，催生出差異化的挑戰與機遇。