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“十五五”作为我国经济转型与绿色发展的关键窗口期，既要锚定经济高质量增长目标，又要完成碳达峰战略目标。然而，如果终端电价快速上涨，既可能削弱市场主体活力、影响经济恢复向好态势，也可能制约绿色转型整体进程。当前影响电价走势的一个主要矛盾在于：一方面是新能源低边际成本带来的综合发电成本降低，另一方面是新能源高渗透率下带来的系统成本上升，叠加政策遗留成本及市场力等因素影响，或引发我国电力批发与零售价格走阔风险。我们测算，“十五五”期间我国电力供应成本或面临每度电约5～8分的上涨压力，高于“十四五”。

如何有效抑制批零价差走阔风险、守住兼顾转型与发展的电价区间，需从系统端、政策端、市场端协同发力。一是在当前建设全国统一电力市场的加速阶段，市场监管力度不能松懈，同步做好“管疏同源”，从源头上尽可能减少市场力的影响；二是探索“市场化融资+财政贴息”的模式，解决补贴拖欠的“历史包袱”，缓解新能源全面入市带来的经营压力；最后，对于“先天不足”的系统灵活性问题，立足自身系统禀赋与资源特性，增加储能等灵活调节电源的同时持续完善相关市场激励，实现“硬件补强”与“软件修缮”的相得益彰。

内容概要

►   随着新能源发电成本的快速下降及渗透率的提升，电力系统发电侧的成本整体呈下降趋势，这一点在中美欧等不同国家或区域电力批发市场已有所体现。按照批发端向零售端的电价传导过程，终端电价理应受益，然而现实却并非如此，甚至不少地区的终端电价出现不降反升趋势，尤其是市场成熟度高且新能源入市比例高的地区。批零价差走阔如不能及时纠正，不仅直接损害本国经济发展与民生福祉，亦为长期绿色转型埋下隐患。

►   新能源入市交易是当前价差走阔的一个重要诱发变量，可进一步归纳为三方面驱动因素：一是随新能源渗透率上升而增加的物理系统成本；二是过去签订的与新能源支持机制相关的合同成本，这些合同已经超出市场竞争范围，但仍然需要在未来支付，即政策遗留成本；三是市场中不同主体利用其市场地位影响电价和供需的行为，即随着新能源全面入市更频繁出现的市场力，属于无形的软成本。

►   与欧美成熟市场相比，我国当前批零价差走阔现象尚不明显，但基于现实国情考虑，我国批零价差面临较大的走阔风险：一是我国电力系统灵活性调节资源“先天不足”及客观存在的远距离大容量输电需求，导致我国系统成本上涨压力较大；二是我国新能源遗留补贴仍有较大缺口，当下新能源全面入市的背景下补缺的需求较为急迫；三是我国市场机制尚不完善，尤其零售市场缺少与批发市场的动态价格传导，竞争也不充分，或滋生市场力进一步阻碍批零价格的有效传导。

►   考虑新能源在“十四五”已完成平价上网，进一步降本空间有限，同时渗透率超过15%阈值，意味着未来系统成本会随渗透率增加而快速提升，因此我们预判“十五五”期间我国电力供应成本面临每度电约5～8分的上涨压力，高于“十四五”，叠加遗留成本及市场力在“十五五”期间的影响不会减弱，终端电价或将承受较大上涨压力。

►   为了应对批零价差走阔的“灰犀牛”风险，守住兼顾转型与发展的电价区间，我国需从政策端、市场端、系统端协同发力。首先，在当前建设全国统一电力市场的加速阶段，市场监管力度决不能松懈，营造一个公正透明的市场环境，同步做好“管疏同源”，从源头上尽可能减少市场力的影响；其次，考虑当前新能源全面入市带来的经营压力，需探索“财政+市场”相结合的可行模式，帮助新能源企业解决补贴拖欠的“历史包袱”；最后，对于“先天不足”的系统灵活性问题，需要立足我们自身的系统禀赋与资源特性，增加储能等灵活调节电源的同时持续完善相关市场激励，实现“硬件补强”与“软件修缮”的相得益彰。

“十五五”作为我国经济转型与绿色发展的关键窗口期，既要锚定经济高质量增长目标，又要完成碳达峰战略目标。然而，如果终端电价快速上涨，既可能削弱市场主体活力、影响经济恢复向好态势，也可能制约绿色转型整体进程。当前影响电价的一个主要矛盾在于：一方面是新能源低边际成本带来的综合发电成本降低，另一方面是新能源高渗透率下带来的系统成本上升，这也是引发电力批发与零售市场价格呈现“剪刀差”走势的本质原因。如何有效抑制批零价差走阔风险、畅通价格传导机制、守住兼顾转型与发展的电价区间，已成为新一轮电力体制改革亟待破解的核心课题。

一、发电成本下行是否会带动终端电价走低

随着新能源发电成本的快速下降及渗透率的提升，电力系统发电侧的成本整体呈下降趋势，这一点在中美欧等不同国家或区域电力批发市场已有所体现。按照批发端向零售端的电价传导过程，终端电价理应受益，然而现实却并非如此，甚至不少地区的终端电价出现不降反升趋势，尤其是市场成熟度高且新能源入市比例高的地区。因此，关于高比例新能源接入电力系统，究竟会降低还是推高终端电价的争议日益激烈，搞清楚这一问题，对于我国正在大力推进的新能源全面入市尤为重要。

（一）发电成本下降带动批发电价下行，但终端电价有不降反升趋势

虽然各国电力市场的参与主体、报价规则、电价结构等各有不同，但从电价的传导机制看，基本为“发电端的上网电价+中间环节的输配电价及政府税费等→终端销售电价”，其中中间环节通常受政府严格管制，相关费用、计价规则相对固定，而两头的上网电价和销售电价则分别对应电力批发和零售市场，即本文重点讨论的批零价格。既然是市场价格，其短期波动自然会受市场供需影响，但长期必会回归由生产成本决定的自然价格。

图表1：电价传导示意图

资料来源：中金研究院

从发电端看，风光等新能源的度电成本（LCOE）在过去十余年下降了近九成，在全球大部分地区已低于当地火电；而煤电、气电等传统电源虽然受俄乌冲突等影响，在2021-2022年期间快速上涨，但近年来也回落至冲突前水平。所以长期看，我们认为，随着新能源渗透率的快速提升及度电成本的进一步下探，发电端平均成本下降或将带动批发电价整体走低。

图表2：全球主要电源度电成本变化趋势

资料来源：IRENA，BNEF，中金研究院

事实上，这一点在新能源占比较高且市场化程度较高的地区已有所体现。以欧盟为例，根据欧盟电力贸易协会Eurelectric的统计，俄乌冲突后的电力批发市场日前均价持续降低，如果说2023年的97欧元/兆瓦时已基本回到冲突前水平，2024年伴随着可再生能源发电量占比达到创纪录的48%，其日前均价进一步降低16%，达到82欧元/兆瓦时[1]。而从日内批发市场看，伴随着可再生能源在更多时段成为定价机组，其边际成本低的优势体现在实时电价上，则表现为“零电价”甚至“负电价”出现的频率越来越高。不仅在欧洲，在美国加州、南澳大利亚等同样具备高比例可再生、市场化程度高的“双高”电力市场也频繁上演“负电价”现象。

图表3：欧美澳成熟市场“负电价”现象日趋频繁

资料来源： IEA[2]，中金研究院

从终端看，按照“批发市场电价+中间环节→终端零售电价”的传导机制，批发端电价的下降理应使终端电价受益，然而现实却并非如此，甚至不少地区的终端电价出现不降反升趋势。根据欧盟统计局Eurostat的数据[3]（图表4），2020年前，新能源渗透率整体可控且增速有限，零售电价与批发电价基本保持稳定；2020年后伴随着能源危机与俄乌冲突接连爆发，零售电价跟随批发价格持续快速升高；然而冲突后两端价格走出了截然不同的走势，2023年起伴随着新能源渗透率的进一步快速提升，批发电价显著下降，但零售电价却始终处于高位，甚至有进一步抬头的趋势。走阔的批零价差可能给零售商带来超额利润，2023年欧盟电力零售商的ROE中位数达到19%，比2016年～2021年均值的9%高出一倍，欧盟委员会也针对此类情况出台了允许成员国冻结或设定零售电价等措施[4]。相关措施虽然一定程度上起到了价差收敛的效果，2024年欧盟平均批零差比2023年峰值缩小18%，但仍比2021年高40%。

图表4：近年来随新能源渗透率快速提高，欧盟批零价差走阔明显

资料来源：欧盟统计局，中金研究院

美国虽然不像欧洲转型这么激进，且受益于相对廉价的气电，发电成本相对可控，但零售电价近年来也明显跑赢通胀，为零售商带来了超额收益。根据美国劳伦斯伯克利国家实验室的相关研究，2021年以来，美国电力零售商在支出费用整体可控的情况下，受益于零售电价的持续上涨，带来了超额收益，明显跑赢通胀水平，尤其是2023年的燃料成本和购电成本较2022年明显降低，基本回到俄乌冲突前水平，但零售电价却延续上涨趋势，带动电力零售商收入增加了约20%[5]。

图表5：美国电力零售商成本结构

资料来源: EIA，LBNL，中金研究院

图表6：美国零售电价上涨带来超额收益

资料来源：EIA，LBNL，中金研究院

相较于欧美成熟市场，我国电力市场建设起步较晚，且对终端电价管控较为严格，所以近些年新能源入市带来的电价红利已在批发市场有所体现，但零售市场价格相对稳定。以我国第一个正式运行的省级现货市场山西为例，近三年日前均价从2022年的375元/兆瓦时、到2023年的337元/兆瓦时、再到2024年的310元/兆瓦时，下降趋势明显，但终端价格却基本保持在550-570元/兆瓦时区间，不过批零价差走阔的趋势也逐步显现。

图表7：山西电力市场近三年批零价差有走阔迹象

注：用电价格为1-10千伏电压等级下单一制的一般工业及其他用电价格资料来源：兰木达，中金研究院

（二）批零价格的“剪刀差”走势带来哪些影响

国内外电力市场普遍存在的批零价格“剪刀差”现象可以说明，新能源大规模接入带来的发电成本下行并不一定会带动终端电价走低。按照电价传导机理（图表1），电力批发价格与零售价格之间天然存在价差，该价差刨去中间环节的线损、输配电价、系统成本、政府税费等相对固定的费用外，剩余为售电公司与发电企业的利益博弈空间。值得注意的是，中间环节费用的相对固定，是偏短时间尺度内的概念，以我国的输配电价为例，每三年调整一次。换言之，留给售电公司与发电企业的利益博弈空间在短时间内，随两端市场博弈而变化属于正常的市场行为，但长期看应控制在合理范围，即批发与零售电价均回归其各自的自然价格且波动方向需基本一致。如果批零价格的“剪刀差”在短时间内迅速走阔，本质上反映了价格传导已经失真，如不能及时纠正，不仅可能损害本国经济发展与民生福祉，亦为长期绿色转型埋下隐患。

经济发展方面，终端电价高企一方面会使得家庭用户能源支出增加，带来社会福利的损失，另一方面对工商业企业的经营造成冲击，以制造业为代表的高电耗产业对电价极为敏感，例如，钢铁、建材、石化化工等行业，其用电设备多、负荷基数大，单体用电量大，电价的微小变化会对其成本和利润造成影响。以德国为例，作为制造业大国，其经济表现对电价相对敏感，根据德国工商总会（DIHK）2024年调查报告，37%的工业企业考虑限产或外迁，其中能源密集型企业高达45%，包括大众、巴斯夫、西门子等巨头企业纷纷选择停产、裁员甚至外迁[6]。

就绿色转型而言，价差走阔作为近些年一个非典型市场现象并不会造成直接影响，但其背后两方面原因或从不同程度影响投资者对未来新能源投资的信心：一是新能源的低边际成本和制造业属性决定了其生产成本会随着规模扩大而持续降低，但这一特性与原有的传统发电机组为主的电力市场自由化相结合会被放大，导致新能源集中出力的时段全市场竞价被迅速压低，甚至负电价的现象日趋频繁（图表3），这不仅影响企业当期现金流，更可能影响企业未来投资信心，拖慢转型进程；另一方面，终端零售价格维持高位体现了中间系统成本的升高，使得绿色转型成本显性化，一定程度上使得支持转型的政策和投资决策难度增加。

以欧洲最大的发电企业法国电力公司（EDF）为例，受欧洲批发电力价格回落及所得税增加双重影响，2024年净收入下降32亿欧元，且2025年收益可能进一步缩水[7]。现货价格走势也会影响远期价格，从影响未来10-20年的可再生能源发电中长期购电协议（PPA）看，近几年欧洲PPA签约价格随现货市场持续走低，一方面反映出俄乌冲突后价格回落的正常趋势；另一方面，自2024年签约量出现下滑，则暴露出投资者信心不足，尤其是负电价较频繁的国家或地区，如西班牙、荷兰、德国等多次出现可再生能源发电项目拍卖认购不足、中标容量不达预期等现象[8]。从2025年上半年统计情况看，上述现象有进一步恶化趋势，根据瑞士咨询公司Pexapark最新统计数据，上半年欧洲可再生能源PPA的签约数量同比减少31%，签约容量下降26%，其中德国降幅最大，同比降幅超过84%[9]。PPA的量价齐跌反映出可再生能源项目的投资动力不足，这对于达成2030年可再生能源3倍投资目标或造成一定拖累。

图表8：受PPA量价萎缩等因素影响，全球可再生能源增长或不及预期

资料来源: IRENA，EMBER，PEXAPARK，中金研究院

二、反直觉的电价走势是如何产生的

从国内外电力市场批零价差走阔的种种迹象看，几乎呈现一定“双高”特性，即新能源渗透率高、电力市场成熟度高的地区，价差走阔趋势更为明显。如果说新能源度电成本低带动批发价格下降有一定普适性，那为什么终端价格不跟随、甚至不降反升，则需要进一步剖析价差走阔的背后成因，而搞清楚哪些因素可以减弱，对于防止价差持续走阔风险，厘清当下站在十字路口的全球经济复苏与绿色转型有重要意义。

（一）驱动因素有哪些

如果从电价传导机理看，终端零售电价未跟随批发电价同向变化，主要是中间环节传导不畅。但影响中间环节的因素有很多，既有各自电力系统内部禀赋、结构和特性等物理差异，也涉及不同地区对于可再生能源补贴、税费等政策差异，还与不同电力市场的报价机制、价格限制、及市场主体行为等因素息息相关。考虑新能源入市是当前价差走阔的一个重要诱发变量，我们选取与之相关的系统成本、遗留成本和可能带来的市场力作为重点研究对象（图表9）。

图表9：影响批零价差走阔的主要因素

资料来源：中金研究院

（1）物理端：系统成本

系统成本是指电力系统为了实现新能源高效消纳而增加的电网投资、接网、调节、平衡等费用，属于因新能源渗透率上升而增加的物理成本。随着新能源接入电力系统的比例持续提高，其间歇性、波动性的缺陷给系统稳定运行带来的冲击也越来越大，这意味着电力系统需付出更高成本用于平抑功率波动、增加备用、提高预测精度、保证稳定运行等。根据经合组织核能署的测算，随着新能源渗透率的提升，包括调节、接网、平衡等系统成本均呈现明显的上升趋势，总成本由10%新能源渗透率下的不到10美元/兆瓦时上升至75%渗透率下的50美元/兆瓦时。

图表10：不同新能源渗透率下的系统成本

资料来源: 经合组织核能署，中金研究院

值得注意的是，上述经合组织核能署的测算只是针对理想模型，不能反映各国真实状态。事实上，各国因资源禀赋、电源结构、电网基础等差异，对新能源的接纳调节能力有较大差别，因此，各国随着新能源渗透率提升所要付出的系统成本也存在较大差异，包括总成本及其结构。IEA针对发达国家和新兴经济体的电力供应总成本做了对比分析[10]，可以看出从2021年到2050年，总体电力供应成本下降约5%～10%，但清洁电源和电网投资带来的系统成本都是升高的，考虑到新增的清洁电源投资主要以风光等新能源以及配套的储能等调节电源为主，因此这部分与我们所说的电网成本、接网成本、调节成本有较高的重合度。

图表11: 发达与新兴经济体的供电系统成本变化差异

资料来源：IEA，中金研究院

（2）政策端：遗留成本

遗留成本是指过去签订的与新能源支持机制相关的合同成本，这些合同已经超出市场竞争范围，但仍然需要在未来支付[11]。遗留成本主要来自可再生能源义务证书（ROCs）、上网电价补贴（FiTs）和低碳差价合约（CfDs）等支持机制。这些机制旨在支持低碳能源的发展，但随着时间推移，其成本逐渐累积，形成了对未来电力账单的持续负担。从普遍意义上来讲，遗留成本主要指为支持新能源发展而给予的各类补贴因未能跟随其发展进度及时调整而产生的超预期的政策成本。

图表12: 英国每年新增遗留成本虽有放缓趋势，但长期影响不可小觑

注：成本拆解中，2017年前的数据反映了相关政策遗留成本已签订的存量补贴；2018至2021年的数据则是Dieter Helm (2017)[11]根据这三大补贴机制推算出的必须支付的增量投资补贴。2030年数据是在前述三大补贴的基础上，加入了新增清洁能源、基础设施和技术研发项目的政策补贴，新增项目主要来源于两大类，即已宣布2020年后动工的新项目，以及英国气候变化委员会（CCC）第五碳预算（2028-2032年）情景下可能增加的新项目，新增项目的政策补贴主要来源于差价合约。

资料来源: Dieter Helm(2017)[11]，中金研究院

以英国为例，英国可再生能源转型过程中积累的遗留成本问题已形成较明显的结构性负担。2012至2021年间，政府通过可再生能源义务和上网电价补贴等机制累计产生近500亿英镑财政支出，Dieter Helm (2017)11预计2030年将超过1000亿英镑，这些长期支付义务将持续影响未来电价水平，导致终端电价面临较大的上涨压力。政府也意识到一味的政策扶持不可持续，所以也在积极动态调整，一方面采用市场化工具如双向差价合约（CfD）等，通过竞争性拍卖实现补贴梯度退坡，发电商在电力现货溢价时需向政府返还超额收益；另一方面大力支持技术创新，进一步降低可再生能源发电成本，叠加补贴支付周期的自然衰减，财政负担增长速率已呈现放缓趋势。

（3）市场端：市场力

市场力指电力市场中不同主体利用其市场地位影响电价和供需的行为，属于无形的软成本，相较于前两种成本而言，市场力作用的发挥往往存在于不透明的市场交易过程中。市场力在批发市场、零售市场都可能存在，但无论哪个市场都会推升最终电价，而终端电力消费者由于信息不对称和监管保护缺失，处于相对弱势地位，是市场力成本的最终承担者。市场力作用的发挥主要通过经济持留和物理持留两大渠道，经济持留指的是企业通过将其报价提高到边际成本之上的方式，直接操纵市场价格以获取更高的利润；物理持留是指企业采取非价格手段，例如强制性停电或低能力运行，故意减少市场中的电力供应。

图表13: 经济持留示意图

资料来源：中金研究院

图表14: 物理持留示意图

资料来源：中金研究院

各国电力市场上利用市场力获取超额利润的案例屡见不鲜，传统的市场力更多表现为物理持留。一个典型案例是，2001年加州电力危机前期，Enron等发电公司通过在用电高峰时段故意隐瞒可用容量，或虚构机组检修，人为制造供电紧张，导致加州现货价格从30美元/兆瓦时狂飙至750美元/兆瓦时以上，放大了系统危机，事后收到了美国联邦能源管理委员会FERC的巨额罚单，也为自己的最终破产埋下伏笔[12]。

与物理持留相比，经济持留的表现形式更为隐蔽。因为每个供应商要向调度机构和交易中心提交其投标容量和额定容量数据，比较这两个量为判断是否发生物理持留提供了相对可靠的数据标准；而经济持留则要将供应商的报价与其边际成本相比，边际成本的信息不容易获取，相对难判别。因此，供应商更偏向于选择经济持留来实施市场势力。尤其是随着市场中新能源占比越来越高，同一市场内的新能源出力相对集中，且因天气变化易出现较大的发电出力预测偏差，这就使得传统火电企业，尤其是具备一定灵活调节能力的火电机组更容易在部分时间段内成为出清机组，从而对出清电价有更大话语权。澳大利亚能源监管机构（AER）在2024年12月的报告中指出，南澳大利亚州的市场集中度较高，可再生能源渗透率超过70%，使得市场力的集中也最为明显，如2024年11月晚高峰时段，大型发电商通过“重新报价”方式，将现货价格在10分钟内由89澳元/兆瓦时推升至5130澳元/兆瓦时，类似的行为，导致全年全州近20万户次的可中断负荷响应，折合损失近2000万澳元[13]。

（二）驱动因素的合理性

基于以上分析，可知终端价格之所以不跟随批发电价下降，甚至不降反升导致批零价差走阔有一定必然性，其中既涉及中间环节物理成本的刚性增长，也与政策遗留成本和市场交易机制尚不完善等有关。当然，各国在以上三方面均有较大差异，导致价差的实际表现也不尽相同。

从系统成本看，属于伴随着新能源接入刚性支出的物理成本，一个普遍规律是：该成本会随着新能源发电量渗透率升高而持续提升，且通常在新能源渗透率达到10%～20%后，呈现明显的加速趋势，其背后反映的是不同电力系统对新能源消纳能力的基础差异，以及后续增加的消纳成本差异。这部分成本难以减少，会大大减弱甚至抵消新能源发电成本持续降低带来的价格红利。

图表15：我国系统成本随新能源渗透率提升持续增加

资料来源：国网能源研究院，中金研究院

然而，这部分成本是否完全无法减少或避免，似乎也不尽然，只是其降成本的路径不是简单的直接减少资本开支或运维成本，因为只要新能源持续接入，其天然的间歇性、波动性就需要电力系统付出成本去调节和消纳，而且这部分成本并不会简单随着电量增加而被摊薄，因为调节和消纳的过程中还伴随着能量损失，这就意味着系统该付出的资本开支和运维成本会随着新能源接入比例提高而增加。但从市场激励技术进步的正循环维度看，只有让系统中的调节资源充分调用，谁的调节性能好、损耗小、成本低，谁就能获得最大的调节收益，使调节资源可依靠市场收入而非政策补贴等形成正向收益，才能激励企业不断加大技术投入，降本增效。从而随着技术进步及市场机制的日趋完善，从长时间尺度降低调节资源的成本，达到降低系统成本的目的。

图表16: 澳大利亚NEM电力市场辅助服务费因储能充分调用而整体走低

注：FCAS 是澳大利亚国家电力市场对频率控制服务（Frequency control ancillary services）的简称，昆士兰州（QLD）因2024年10月电网断电导致辅助服务费用出现异常值，为确保分析的代表性，将QLD排除在外

资料来源：AEMO，中金研究院

从现实情况看，在一些高比例新能源国家或地区，近些年随着电化学储能成本的快速降低，以及这些地区有效的市场激励，一定程度上可以有效抑制系统成本上升，甚至降低部分系统成本。以澳大利亚国家电力市场（NEM）为例，自2023年起多次改变其辅助服务市场报价规则，改变了其原来的源侧配储的方式，鼓励独立电化学储能和户储快速安装，而电池储能通过提供更具竞争力的报价并促进市场竞争，迫使其他服务提供商降低报价[14]，从而有效降低辅助服务费用，利于减少系统成本中平衡费用的支出（图表10）。同时，充分调用大大提高了储能的利用率和经济性，进一步加速了储能成本的快速下降，从长周期视角利于减少系统成本中调节成本的支出（图表10）。从澳大利亚的例子可以看出，刚性的系统成本也有不小“挤水分”的潜力，其中有效的市场激励对于降低物理系统成本有重要作用。

对于遗留成本，其本质可以理解为政府承诺的发电补贴，并且通常会持续较长一段时间，站在终端价格的角度，可将其视为过去高成本时代新能源上网电价的持续性输入。因此会对终端电价带来上涨动力，但这部分动力会随着补贴机组逐步到期退役，以及用电量的持续增长而缓解。所以这部分成本并不属于沉没成本，未来会回收，只是回收的期限或因外部经济环境变化而改变，但整体规模和大致时间仍可预期。

也正是因为整体可预期这样一个属性，这部分成本完全可以从当前新能源全面参与的市场竞争中剥离出来，这样尽可能避免对电力市场和价格的干扰，通过透明化的独立核算，明晰每年的可再生能源补贴存量缺口与增量需求，让消费者清楚知道这些费用的来源和用途。另一方面，考虑通过证券化等手段降低遗留成本的融资成本，从而减轻消费者和企业的负担。

再从市场力的角度看，或有这样的疑问：发电企业利用其市场力抬高批发价格，不是一定程度上抑制了价差的走阔吗？这个问题恰恰反映出了价差走阔的复杂性。就以这个问题的假设为例，因市场力导致批发价格上涨，但零售端也可能借用市场力进一步提高零售价格，进一步损害消费者的利益。

值得注意的是，当前各国电力市场都几乎无法避免市场力的存在，一是这与电力市场要求实时平衡、供需都缺乏弹性相关，1%的供应短缺可能引发12%～32%的价格飙升[15]，自然给了利益相关主体“冒险博弈的冲动”；二是电力行业的高资本开支属性为市场进入设置了天然壁垒，尤其是传统发电企业，往往在市场中有一定规模优势；三是当前转型过渡期，新能源自身发电不稳定、难预测的特性，给了传统发电企业利用自身发电优势博弈特定时段超额利润的机会，当然这也与转型期传统发电企业电量空间被挤压、经营压力大有一定关系。总之，看似不合理的市场力，在当前的电力市场中普遍存在也有一定必然性。

因此，我们说批零价差走阔在一定程度上是必然的，但零售价格跟随批发价格的波动趋势应保持一致，这样保持价差的合理空间相对固定，即除了相对固定的输配电价和税费之外，发电商和售电公司合理分摊系统运行成本及剩余利润空间也应该相对固定，换言之，留给售电公司的购售电业务所对应的度电盈利空间也应相对固定。

三、“十五五”期间我国可能的电价走势预测

考虑影响电价走势的因素很多，但长期看应与电力供应成本保持一致，而当前影响电力供应成本的主要矛盾在于：一方面是新能源低边际成本带来的综合发电成本降低，另一方面是新能源高渗透率下带来的系统成本上升，这也是引发批零价差走阔的本质原因。因此，针对这一主要矛盾，结合我国基本国情，我们分析了批零价差走阔的趋势风险，并重点针对“十五五”期间，考虑不同新能源渗透率下的综合发电成本与系统成本，量化研判了可能的电价区间。

（一）趋势上看，我国电力供应成本客观上面临较大上涨压力

（1）先天条件不足，导致我国电力系统物理成本始终存在补强需求

从图表10可知，调节资源补齐和电网投资是导致系统成本上升最主要的因素。我国，一方面电力系统灵活性调节资源禀赋较差；另一方面，地域辽阔叠加新能源富集地区与负荷中心分布不均，天然制造了远距离、大容量输电需求。为了适应我国新能源渗透率的快速提高，客观上需要增加大量刚性支出，满足新能源并网及输送需求的同时，补足系统调节能力短板，这些导致我国系统成本上涨压力日益增大。

从调节资源看，我国电力系统灵活性调节长期依赖火电、水电等传统电源，在双碳目标持续推进的背景下，新能源规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，对于系统灵活性资源需求进一步提高。然而，我国灵活性资源禀赋先天不足，以燃气发电和抽水蓄能为代表的传统灵活性调节电源为例，2023年我国传统调节电源占比仅为6%左右，而同样作为新能源装机渗透率较高的国家，德国、西班牙、美国的灵活调节电源占比分别是我国的2倍、4倍和8倍（图表18）。

图表17: 主要国家的发电量结构(2023年)

资料来源：IRENA，EMBER，中电联，中金研究院

图表18: 部分国家灵活性电源对比(2023年)

资料来源：IRENA，EMBER，中电联，中金研究院

图表19: 部分国家或地区电力系统运行费用占比及构成（2024年）

注：欧美成熟市场系统运行成本主要包括辅助服务、电网改造投资、电网阻塞、储能成本、线损成本、备用容量等，不包含交叉补贴、代理采购损益等计划发用电和价格管制造成的调节性费用。

资料来源：任畅翔等（2025）[16]，中金研究院

图表20: 我国电力系统服务费占代理购电价格的比重

资料来源：资料来源：任畅翔等（2025）[16]，中金研究院

为了弥补灵活调节资源的“先天不足”，我国近些年也加大了抽水蓄能、新型储能、火电灵活性改造等的投入，“十四五”期间新建抽蓄3100万千瓦，新建电化学储能7308万千瓦/1.68亿千瓦时，完成火电灵活性改造2.3亿千瓦，总投资约6400亿元，相关费用最终部分以容量补偿费、辅助服务费等形式折算为系统运行费[17]，体现在终端电价中。与国外相比，虽然我国系统运行费在终端电价中的比重仍较低，但近几年也呈现出明显的上涨趋势。

图表21: 部分国家及地区电网投资情况

资料来源：IEA，中金研究院

图表22: 中美电价对比（2022年）

资料来源：国网能源研究院，中金研究院

图表23: 中国电网工程投资完成额

资料来源：中电联，中金公司研究部，中金研究院

图表24: 国家电网资本开支及盈利情况

资料来源：中电联，中金公司研究部，中金研究院

从电网投资看，我国作为拥有全球最大规模同步电网的国家，每年的电网投资也是全球的引领者之一（图表21），尤其是与新能源大基地外送和分布式发展密切相关的特高压与配电网，近些年更是进一步加大了投资力度（图表23），进一步推高我国电网投资整体水平。电网投资主要通过“准许成本+合理收益”的输配电价加以回收，但如果对比中美两国的输配电价，不难发现虽然两国的电网投资体量相当，但中国输配电价远低于美国。这一方面是因为我国凭借规模优势带来更低的输变电设备成本和电网运行成本；另一方面，也因为我国制度优势，相关国有企业在收益方面做了一定让渡，尽管净利润率不高，但依然维持了较高的资本开支（图表24），为保证电网的充裕可靠发挥了重要作用。

（2）我国新能源遗留补贴仍有较大缺口

自2009年《可再生能源法》修订[18]以来，我国开始对风电等可再生能源发电实行基于固定电价的补贴政策和全额保障收购机制，并于2011年正式设立“可再生能源发展基金”，用于可再生能源补贴的发放。从收入项看，该基金主要有两大来源：一是国家财政年度安排的专项资金，二是依法征收的可再生能源电价附加收入。其中，电价附加收入是主要来源，征收标准共历经六次调整，从2006年每度电1分提高至2016年每度电1.9分，此后未作调整。从支出项看，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，首先通过规定合理利用小时数明确其全生命周期补贴电量，如陆上风电Ⅰ至Ⅳ类资源区全生命周期合理利用小时数为48000、44000、40000、36000小时，按照20年生命周期折算即每一年为2400、2200、2000、1800小时；入围项目每年在合理小时数以内的电量，按当年实际发电量给予补贴，超出部分不再享受中央财政补贴资金；风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易（图表25）。

图表25: 中国可再生能源基金运行机制

资料来源: 国家财政部，国家发改委，国家能源局，中金研究院

图表26: 风电上网电价调整进程

资料来源: 国家发改委，中金研究院

图表27:太阳能发电上网电价调整进程

资料来源: 国家发改委，中金研究院

理论上，按照以收定支的补贴发放原则，通过动态调整电价附加征收标准（图表25）和纳入补贴目录的新增可再生能源项目及相应上网电价（图表26-27），可以实现可再生能源基金的收支平衡。然而，在大力支持可再生能源快速发展和有效管控电价的双重压力下，难以实现及时动态调整，叠加现实中可再生能源电价附加征收比例会打一定折扣，导致基金入不敷出。尤其是2016年以来，新能源发展增速远超规划目标，虽然电价附加的征收标准多次上调，补贴标准也逐步降低，但仍无法追赶新能源的装机增速，导致补贴缺口越拉越大，补贴发放的拖欠问题也愈发严重。

根据相关机构测算，自2016年可再生能源补贴出现缺口以来，至2021年国家补贴基本退出，补贴缺口已累计突破4000亿元。虽然国补退出意味着补贴需求的总盘子已经封口，但按照当前政策，电价附加收入一段时期内仍难以覆盖存量滚动的可再生能源补贴，补贴缺口将持续扩大。根据BNEF测算，需要到2048年左右才可以彻底填补上补贴缺口，这也就意味着未来20多年的时间内，我国终端电价始终面临来自新能源遗留欠补带来的上涨压力。

图表28: 中国可再生能源补贴缺口估算

资料来源: BNEF，中金研究院

另一方面，巨大的存量补贴也给新能源企业的正常经营带来多重压力，尤其是在当下新能源全面入市的背景下，不仅影响企业当期的现金流，并因应收账款占比过高压制企业估值，影响企业股权融资等。根据中金研究部统计，截至2024年底，大唐新能源、龙源电力、三峡能源等新能源企业应收补贴余额在200～450亿元，应收补贴余额占净资产比例均超过40%[19]。

图表29: 新能源电企应收账款情况梳理

注：1)我们测算纯新能源公司补贴余额占应收账款比例多集中在92~100%。对于未披露补贴余额的纯新能源公司，我们假设其2024年末补贴余额占应收账款比例为95%；2)表格按照补贴占总市值比例降序排列

资料来源：相关省发改委及电力交易中心，中金公司研究部，中金研究院

（3）市场力隐忧或进一步阻碍批零价格的有效传导

我国电力市场建设起步较晚，所谓“管住中间、放开两头”的市场格局从提出至今也不过10年时间。十年来，改革的重心虽偏向批发市场，但发电端作为重资产、高技术、严准入的典型行业，仍以“五大六小”等国央企或地方能源集团为市场主体，叠加当前市场信息不够透明、监管机制仍待完善等，易导致违反市场交易规则，甚至出现部分企业滥用市场支配地位操纵价格、串通报价、集中报价、特定交易等问题，影响市场整体效率与效力。如2025年初，国家能源集团、中国华能集团、中国华电集团、大唐集团以及浙江省能源集团旗下的发电企业等6家大型电力企业，因违反电力市场运营规则而受到罚款处罚。其中，浙江能监办在违法事实中特别指出，浙能电力和浙能镇海两家公司同时违反《电力市场运营基本规则》第十四条和《电力市场运行基本规则》第十六条第二款，条款明确指向发电企业串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为[20]。

从零售市场看，虽然售电公司数量也实现了跨越式增长，全国范围内电力交易平台注册生效的售电公司数量从2016年5月的559家急剧增至2024年约5100家[21]，但零售市场整体改革相对滞后，售电公司同质化竞争严重，零售定价以固定或合同电价为主，缺少与批发价格动态联动机制。这就导致两方面问题，一方面批发市场价格走低没有传导到零售市场，消费者没有感受到电力市场改革的红利；另一方面，零售市场缺乏对冲批发市场高波动的有效手段，导致售电公司的盈利情况较不稳定，而中小型售电公司普遍风险分散能力差，退出率较高，使得本就缺乏有效竞争的售电市场进一步呈现“头部集中、尾部分化”的发展趋势，为售电市场的市场力形成埋下隐患。以广东和甘肃为例，2024年广东257家售电公司中，30家有发电企业背景的中大型售电公司，其零售交易电量占比近6成[22]；甘肃2024年售电侧市场份额排名前四的公司占54%的市场份额，其中三家都是发电背景售电公司[23]。

我们认为，市场力的存在进一步阻碍批零价格的有效传导，导致我国批零价差走阔风险逐步显现。尤其随着新能源全面入市，这一问题表现得更为明显，除了市场化程度相对较高的山西已经出现类似现象外（图表7），近期在陕西、新疆等地也出现了因批零价差走阔、相关超额收益是否应该被售电公司赚取的争议。

图表30：陕西、新疆、安徽等地接连出台购售电超额收益处罚办法

资料来源：相关省发改委及电力交易中心，中金研究院

以陕西为例，2025年1月1日起，陕西电力现货市场启动长周期结算试运行，叠加新能源装机快速增长及电煤价格下行因素影响，批发市场价格持续下降，售电公司在批发市场的累计购电均价从1月0.362元/千瓦时下降至6月0.339元/千瓦时，降幅超过0.023元/千瓦时；而售电平均价格仅下降0.003元/千瓦时，这意味着价差的约90%转为售电公司利润。以上仅是市场平均水平，根据陕西电力交易中心统计，上半年超过49家售电公司的售电均价超过市场平均水平（0.364元/千瓦时）的1.05倍～1.1倍，部分售电公司购销价差甚至高达0.1元/千瓦时以上[24]。为了规范售电市场，进一步向零售用户传导市场改革红利，陕西发改委今年7月底发文，提出建立零售市场超额收益分享机制，即售电公司月度平均度电批零差价高于0.015元/千瓦时的部分收益，需与服务的零售用户按2：8比例分享[25]。然而文件发布仅一周的时间内，就出现了某售电公司联合同集团发电厂，通过串谋不合理抬高批发交易价格，故意缩小售电公司批零价差，规避与用户进行超额收益分享，牟取不当利益，该事件也受到陕西交易中心的通报和进一步处罚[26]。

图表31：2025年上半年，陕西电力市场批零价差有走阔趋势

注：批零价差中位数，我们取各月零售电价中位数与各月中长期批发电价之差

资料来源：陕西电力交易中心，中金研究院

（二）“十五五”期间，我国电价可能的区间演进

聚焦到“十五五”，从系统成本看，按照我国公布的新一轮国家自主贡献目标，即“风电和太阳能总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦”考虑[27]，未来十年的新能源年均增速低于1.8亿千瓦，这一目标虽然较“十四五”后期有所放缓，但考虑当前新能源渗透率已超过20%，超过普遍意义上说的“新能源电量渗透率超过15%后，电力系统成本将大幅上涨”的阈值[28]，因此，未来5年新能源渗透率增加带来的系统成本上升压力将超过“十四五”。

从遗留成本的视角看（图表28），“十五五”期间，大量存量带补贴机组仍处于服役期，因此补贴需求基本不会减弱，按照原有补贴政策，这一时期的补贴缺口仍处于累计阶段，因此这部分成本对于终端电价的压力大概率不会减少。

从市场建设的维度看，“十五五”恰是全国统一电力市场“全面建成”的冲刺阶段[29]，这一时期，市场相关机制还需要反复磨合，市场力的影响或无法避免，这也正是以问题倒逼机制日臻完善、市场走向成熟的关键阶段。

为进一步量化相关成本对“十五五”期间我国电价的影响，我们基于新能源等效上网电价的概念[30]对未来十年我国电力系统发电成本和系统成本进行了量化分析。考虑未来新能源发展存在一定不确定性，我们按照新一轮国家自主贡献目标设定基准情景（BAU），对应2030年、2035年新能源装机分别为28亿千瓦、36亿千瓦，新能源发电量渗透率分别达到29.5%、35.2%；在此基础上，考虑新能源进一步加速发展，2030年、2035年新能源装机分别为32亿千瓦、42亿千瓦，新能源发电量渗透率分别达到33.3%、40.5%，与BAU情景保持相同的全社会用电量及最大负荷基本条件，考虑电力系统最大安全边际下的电力电量平衡与调峰平衡量化分析，得到加速转型情景（ATS）

图表32：BAU情景下装机及新能源渗透率

资料来源：中电联，中金研究院

图表33：ATS情景下装机及新能源渗透率

资料来源：中电联，中金研究院

我们对BAU和ATS不同情景下未来十年的综合发电成本和系统成本做了量化分析，结果显示“十五五”期间，我国电力供应成本面临每度电约5～8分钱的上涨压力，如不加干预，到2035年电力供应综合成本上涨至0.63～0.68元/千瓦时。对比“十四五”与“十五五”期间的供电成本变化趋势，也验证了我们之前的判断，即“十五五”的供电成本上升压力将高于“十四五”。原因来自两方面：从成本下降的驱动因素看，“十四五”新能源正式进去平价时代，度电成本的进一步快速降低带动了产业的超预期发展，但随着产业周期已进入成熟发展期，在技术不发生突变的情况下后续降本速度会有所放缓，导致“十五五”发电端的综合降本力度会小于“十四五”，从量化分析结果看，“十四五”发电综合成本减少约4.3分钱，但“十五五”仅降低2.8-4分钱。

图表34：未来十年我国电力供应成本变化区间研判

资料来源：中金研究院

从成本上升的驱动因素看，“十四五”新能源渗透率已完全跨越所谓的系统成本激增阈值区间（渗透率10%～20%），导致“十五五”系统成本上升压力要远高于“十四五”。“十四五”新能源渗透率增长超过12%，对应的系统成本增加近8分钱/千瓦时，但受益于综合发电成本约4分钱的降幅，最终对于终端电价仅带来约4分钱的上涨压力；“十五五”BAU情景下，新能源渗透率仅增加8%，但同样带来近8分钱/千瓦时的系统成本上涨，但发电成本降幅收窄至2.7分，最终导致终端电价面临约5分钱的上涨压力；如果新能源发展保持与“十四五”相近的增长幅度，即新能源渗透率同样增加12%，在ATS情景下系统成本增加近1角2分钱，而发电成本降幅也仅有4分钱，最终导致终端电价面临约8分钱的上涨压力。考虑遗留成本“十五五”期间的影响不会减弱，至少1.9分/千瓦时的可再生能源附加电价无法松动，我们认为这将进一步压缩应对终端电价上涨压力的可调空间，叠加市场力的影响或无法避免，“十五五”终端电价或将承受更大的上涨压力。

图表35：我国电力供应成本变化拆解：“十四五”vs“十五五”

资料来源：中金研究院

四、如何守住兼顾转型与发展的电价区间

“十五五”作为我国经济转型与绿色发展的关键窗口期，既要锚定经济高质量增长目标，夯实产业升级与民生改善根基，又要纵深推进绿色低碳转型，完成碳达峰战略目标。然而，如果出现终端电价快速上涨的问题，既可能削弱市场主体活力、影响经济恢复向好态势，也可能制约整体转型进程。破解这一难题，核心在于直面电力批零价差走阔的深层矛盾，打通中间环节堵点，重点针对物理系统瓶颈、历史欠账消化、市场力博弈等问题，从政策端、市场端、系统端协同发力，在有效防范价差扩大风险的同时，加速释放新能源全面入市红利，为经济绿色转型提供稳定电力支撑。

（一）政策端：严监管+强疏导，筑牢电力市场公正透明根基

按照《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》的规划，2025年需初步建成全国统一电力市场。在这一关键时期，更需强化监管，坚决堵上部分企业利用市场力哄抬或串谋价格获取超额收益的漏洞，这也是防范批零价差走阔、维护市场秩序的首要防线。当然，电力市场化改革的本质是用市场机制替代行政指令，这要求监管从微观行为管控转向宏观制度构建。通过完善市场规则、强化机构制衡、推进信息公开，监管体系才能堵上日益复杂的市场力行为。因此，监管最终的目的是为市场运行提供公平、透明、可预期的制度环境，而非陷入对个别主体的“保姆式”监管。

一是针对市场力防控加强监管整体性与协同性，筑牢市场公平竞争的底线。一方面，需进一步完善国家能源局、地方监管机构及市场运营机构的协同监管机制，细化各主体在市场交易、价格形成、信息披露等环节的监管职责，避免监管重叠或监管空白，同时建立跨区域监管协作平台，针对跨省跨区电力交易中的潜在风险进行联合排查，提升监管整体性与协同性；另一方面，对于市场力的监管重心应从“防范存在”转向“约束行为”，依托大数据、人工智能等技术手段构建实时动态的市场力监测体系，重点跟踪发电企业、售电公司的交易行为，对市场份额过高、恶意串通、操纵价格等违法违规行为保持“零容忍”，发现一起、查处一起并及时公开处理结果，形成有力震慑，坚决维护市场公平竞争秩序。

二是持续完善信息披露制度，提升市场透明化水平。在2024年出台的《电力市场信息披露基本规则》[31]基础上，进一步明确信息披露主体的自主申报义务及要求：对于发电企业，需详细披露成本构成（含燃料成本、运维成本等）、上网电量、交易价格及履约情况，避免通过隐瞒成本虚高报价或变相惜售来操纵局部电力供需等行为；对于售电公司，需公开购电成本、服务范围、用户签约数量等，并及时公开用户反馈的服务质量评价，让真正有实力、口碑好的售电公司脱颖而出；对于电网企业，需披露输电配电成本、电网阻塞情况及供电可靠性数据。上述信息经交易中心根据申报数据交叉验证后，经全国统一的电力市场信息披露平台向全社会公开；同时持续优化全国统一的电力市场信息披露平台的查询与反馈功能，确保各类市场主体能够便捷、准确获取合规信息，减少信息不对称带来的交易风险，增强市场运行透明度与主体信心。

三是做好“管疏同源”，保障市场良性运转。在严监管的同时，需兼顾市场主体合理诉求，避免“一刀切”式监管影响市场正常运行。针对煤电等传统发电企业利用市场力获利的行为，既要严厉打击，作为政策制定者也要能体会相关企业在电量市场受新能源冲击、容量补偿尚无法覆盖其发电成本的经营难处，所以还需通过完善容量电价、辅助服务补偿等方式，帮助企业疏导合理成本。针对售电公司，完善售电公司风险防控与退出机制，设立售电履约保证金动态调整制度，对合规经营、服务优质的企业降低保证金比例，对存在违约风险的企业及时预警，同时明确交易中心在企业退出时的“用户转接责任”，确保用户用电不受影响、成本不额外增加。

（二）市场端：市场化融资+财政贴息，彻底解决新能源补贴清欠

补贴拖欠直接影响新能源企业现金流，这在当下新能源全面入市的背景下，进一步制约企业盈利与融资能力，严重削弱了企业再投资能力与市场信心。虽然国家首批可再生能源发电补贴合规项目清单已于两年前公布，也在国家电网和南网电网专门设立了可再生能源发展结算服务有限公司，明确了通过专项融资解决补贴缺口的方向，但具体落实措施却迟迟未出台。考虑2022年起，随着海上风电的国家补贴正式退出，可再生能源补贴需求的总盘子基本封口；两年来随着存量带补贴项目的清单摸底及结算公司的成立，相关准备工作已基本就绪；当下136号文推动新能源全面入市的当口，恰是以市场化方式解决欠补问题的好时机。

一是发行长期专项债券，一次性解决存量缺口。参考2021年底补贴存量缺口约4000亿元的估算规模（图表28），由电网旗下结算公司作为发行主体，发行长期可再生能源补贴专项债券（如20年），全额覆盖2021年前累计拖欠的补贴资金。债券定位为“政府支持机构债券”并赋予绿色属性，利率参考同期国债水平，并适当考虑财政部门给予一定利息补贴，进一步吸引银行、保险等大型机构投资者参与。偿还机制上，采取“按年付息、期满还本”模式：每年从可再生能源电价附加收入中划拨40-60亿元（按2%利率叠加财政贴息覆盖测算）支付债券利息，剩余附加收入优先覆盖当年补贴需求；待所有存量补贴项目全生命周期结束、补贴兑付完毕后，再用电价附加资金一次性偿还债券本金。我们按全社会用电量增长、电价附加应收尽收的乐观测算，20年期限可保障本金足额偿还，彻底结清历史欠补。

二是滚动发行中短期债券，动态填补增量缺口。虽然2021年后无新增补贴需求，但每年可再生能源电价附加收入与当期补贴支付需求仍存在一定缺口（即增量缺口）。对此，可采取滚动发行中短期专项债券，每年根据当年缺口规模发行专项债券，确保当年补贴资金足额拨付，避免产生新的拖欠。该类债券同样由结算公司发行，利率参考同期中短期国债收益率，偿还资金来源于后续年度的电价附加收入。通过“每年发行、逐年兑付”的滚动模式，可逐步消化增量缺口，结合存量长期债券的偿还节奏，我们初步测算至2040年可完成所有债券的还本付息，实现补贴缺口的全面清零。

三是强化债券资金监管与电价附加征管，保障偿还能力。一方面，由能源监管部门牵头建立“债券资金专项监管账户”，确保发行资金100%用于补贴拨付，按月公示资金使用进度；另一方面，加强可再生能源电价附加的征收管理，对高耗能企业、自备电厂等缴费主体开展专项核查，实现“应收尽收”，同时将电价附加收入与债券偿还计划绑定，每年优先留存偿债资金，确保利息与到期本金按时支付，维护债券信用评级与市场信心。

（三）系统端：硬件补强+软件修缮，破解系统灵活性瓶颈

随着新能源全面入市步伐加快，我国灵活性资源禀赋短板日益凸显。为了更好适应新型电力系统的发展需求，一方面要从硬件端入手，加大灵活性资源的开发利用和新型储能建设，并通过虚拟电厂、需求侧响应等提高电力系统调节响应能力；另一方面也要重点关注“软件”端，尤其是做好辅助服务等激励机制的建设与完善，发挥市场要素对系统中灵活性资源的调用与支配作用，保证电力系统安全稳定运行与新能源持续健康发展。

硬件方面，要持续加强灵活性资源开发力度。一是继续加强火电灵活性改造，重点提高存量机组的响应速度和调峰能力，并通过设立专项基金，为火电厂的灵活性改造提供资金支持。二是进一步推动抽水蓄能、气电的规划建设，尤其“十五五”期间，在负荷中心和可再生能源富集地区等关键节点，通过简化审批流程、提供低息贷款等方式，支持传统调节电源快速上马，发挥关键位置的顶峰作用。三是加强新型储能的有序建设与模式创新，除了继续加强传统的电源侧和电网侧独立储能建设外，也要加强用户侧储能的支持力度，因为只有把储能用好才能进一步释放用户侧的调节潜力，后续源网荷储一体化、零碳园区、智能微网等新模式的发展也有赖于终端储能的模式创新。

同时，加快搭建AI赋能的数字化技术支撑与数据共享平台。建设全国统一的电力灵活性资源管理平台，整合火电、储能、虚拟电厂等调节资源的实时数据（如机组响应速度、储能剩余容量、用户可调负荷），运用AI算法预测新能源出力与用电负荷，动态匹配调节需求与资源供给；建立“数据安全+隐私保护”的共享机制，允许市场主体按权限查询区域调节需求、历史交易价格等数据，减少信息不对称，提升资源调度效率。

软件方面，进一步完善激发灵活性资源的价格体系与激励机制。一是持续完善辅助服务市场的交易品种与覆盖范围，针对高比例新能源电力系统运行特性，探索快速爬坡、转动惯量等服务品种，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，有效疏导相关服务成本。二是根据市场需求不断丰富辅助服务品种的同时，进一步做好辅助服务与现货及容量市场的衔接，让不同特性的灵活性资源得以充分发挥作用并获得相应回报。三是在完善电力市场相关机制的基础上，也可进一步探索搭建电力期货、期权等衍生品市场，为市场参与者提供避险工具，也为场外资金提供参与电力交易的渠道，提高全社会参与电力市场投资的积极性。

资料来源

[1] https://powerbarometer.eurelectric.org/

[2] https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/

[3] https://www.utilitydive.com/news/wholesale-power-prices-rise-2025-regions-natural-gas/738463/

[4] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52024SC0699

[5] https://www.renewableenergyworld.com/news/u-s-retail-electricity-prices-have-stayed-mostly-flat-but-residential-prices-are-outpacing-inflation/

[6] https://www.dihk.de/en/german-economy/energy-issues-solidify-trends-of-relocation--120838

[7] https://financialpost.com/pmn/business-pmn/edf-profit-falls-on-lower-power-prices-and-may-slide-further

[8] https://paper.people.com.cn/zgnyb/pc/content/202501/13/content_30052527.html

[9] https://balkangreenenergynews.com/pexapark-ppa-activity-in-europe-drops-in-first-half-of-2025/

[10] https://www.iea.org/reports/coal-in-net-zero-transitions

[11] Cost of Energy Review: Dieter Helm, October 2017, https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0301421518300211

[12] https://www.cambridge.org/core/journals/business-history-review/article/enron-and-the-california-energy-crisis-the-role-of-networks-in-enabling-organizational-corruption/457B1E245C6E6DE8903F531DD768D3F4

[13] https://www.aer.gov.au/industry/registers/resources/reviews/values-customer-reliability-2024/final-report

[14] https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0140988323000993?utm_source=chatgpt.com#sec1

[15] Feyzollahi M. The Very Short-Term (Hourly) Price Elasticity of Demand in Wholesale Electricity Markets: Evidence from NYISO. University of Massachusetts Amherst / SSRN, 2025. DOI:10.2139/ssrn.5278331.

[16] 任畅翔，信超辉，张继钢，张劲松. 《从系统运行费看我国电力系统转型成本》，中国能源，2025.5.

[17] 我国在2023年启动的第三监管周期输配电价核定中，首次提出了系统运行费用的概念，现阶段主要包括辅助服务费用、抽蓄电站相关费用、上网环节线损代理采购损益、电价交叉补贴新增损益、煤电容量电费及其他费用https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202307/content_6894778.htm。

[18] http://www.npc.gov.cn/zgrdw/npc/zt/qt/2014zhhbsjx/2013-12/04/content_1865440.htm

[19] https://www.research.cicc.com/zh_CN/report?id=375604&entrance_source=search_all_reportlist&page=1&yPosition=333.17

[20] https://m.bjx.com.cn/mnews/20250213/1426965.shtml

[21] https://news.bjx.com.cn/html/20240411/1370942.shtml

[22] 广东电力交易中心，2024年广东电力市场年度报告，https://mwind.in-en.com/html/wind-2456959.shtml

[23] 甘肃电力交易中心，2024年甘肃电力市场年度年报，https://mp.weixin.qq.com/s/BG7wkXii_8X-XQrkf6cHVA

[24] 陕西电力交易中心，《告陕西电力市场经营主体书》，https://mp.weixin.qq.com/s/t_Zt8wWKJhlI9KXZvee8VA

[25] https://sndrc.shaanxi.gov.cn/zfxxgk/zc/fgwj/sfzggwwj/2025/202508/t20250801_3550234.html

[26] https://www.caixin.com/2025-08-11/102350808.html

[27] https://www.gov.cn/yaowen/liebiao/202509/content_7042502.htm

[28] https://m.bjnews.com.cn/detail/1674121121169879.html

[29] http://finance.people.com.cn/n1/2024/1130/c1004-40372356.html

[30] 新能源等效上网电价既包含新能源自身发电的电量价值，属于电力系统的短期边际成本范畴；也包含了新能源的系统成本，可分为电源侧成本和电网侧成本，其中电源侧成本体现了其他电源支撑新能源消纳的容量价值，电网侧成本体现了电网支撑新能源消纳的电量价值，两者均属于电力系统的长期边际成本范畴。张运洲等.《基于系统成本的新能源等效上网电价计算方法及应用》，中国电力，(2022)

[31] https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202402/content_6930748.htm

本文参考：2025年10月28日中金研究院已发布的《“十五五”兼顾绿色转型与经济增长的电价走势分析》，作者信息为：

郑宽   分析员  SAC执证编号：S0080524070002

陈济   分析员  SAC执证编号：S0080524070012