03
量价平衡问题
电力行业呼吁上调电价，推进电力市场化改革以缓解量价矛盾。
可能与许多居民的直观感受不同，中国的电力价格并不算昂贵，尤其是同欧美等国家相比的时候。无论是工业用电还是居民用电，中国的电力价格在全球范围内都属于低价区。
这个冬天居民反应的电费上涨问题，大概率是因为居家取暖导致用电量增加，同时触发了累计用电量升档，导致12月成了全年电价最高的月份。
在居民们抱怨电费过高的时候，发电厂们却在抱怨电价过低。2022年11月时，中电联呼吁逐步将全国平均煤电基准价调整到0．4335元／千瓦时的水平，同时建立更多维度的上网电价形成机制、更为有效的系统成本疏导机制。
这是因为电煤价格长期高企，煤电基准价却没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本，让许多火电厂盈利困难。
虽然电煤价格在引入长协机制后有所好转，但是煤矿产能、运力、进口增长仍落后于电力需求增长，而且2022年全国煤炭库存也处在较低水平，部分火电厂仍然需要纾困。
用电量增长较快的云南省近期就出台了政策，鼓励配储比例未达装机规模10％的新能源企业向省内煤电企业自行购买系统调节服务，以帮助当地燃煤火电行业进行业绩修复。山东、甘肃两省也制定了容量电价补偿政策。
国家能源局则公布了《电力现货市场基本规则》，标志着电力市场化改革进程加速。在现货交易中，交易和交付的间隔时间较短，导致电力价格会随时间波动，而中长期电力交易价格以现货市场电力价格为基础。
市场普遍认为，现货交易有利于反映市场供需变化，发挥好市场在电力资源配置中的决定性作用。通过扩大电价可以浮动的比例范围，就能推进电价调整的路径。
事实上，广东和江苏作为全国用电量第一、第三的大省，2023年年度电力市场交易价格（火电价格）已经有所上涨。广东省2023年的市场电力均价比2022年上涨了11．44％，这可能给全国市场带来涨价预期。
由于绿色电力价格往往会参考火电价格，此举也可能会助推绿色电力价格提高。
一直以来，绿色电力并网存在着较为尖锐的量价矛盾，过去增量配网没有盈利逻辑。因为过网费有明确的计费方法，且价格较低，如果从电网买电再卖给配网内的客户，就难以支撑新增配网的运营和实现收益。
不过自 2021年陆风、集中式光伏以及 2022 年海风陆续进入平价上网时代之后，市场对于绿电电价的接受度大幅提升。
另一方面，“双碳”目标下的相关政策也对绿色电力有所保护，部分省份已经放松了对价格的限制，给绿色电力提供了涨价的空间。
虽然以中国的国情，不太可能出现和欧美国家一样的电价暴涨，但是只要电力市场改革能够找到适合的方式推进，电力企业利润的增厚还是可以期待的。
本文系巨潮WAVE原创。
原文标题:电荒，从未走远｜巨潮
<上一页3
