供需关系决定价格，就电力而言，电力是商品，电力同时是公用事业，又是经济和民生所需的公共产品，其价格涨跌规律和一般商品不同，缺电并不意味着电价一定会上涨。
首先，作为公用事业，电力价格、各电源品种盈利能力受各省政策影响，过去和未来均按省（市、区）分化。其次，各种电源的成本结构差别较大，燃料成本占比较大的煤电和气电，可通过两部制电价向下游分散传导投资成本和燃料成本；送端省电力供需形势变化，可能导致外送水电电价上涨；核电和本省消纳的水电，电价持平概率大；风光电价和当地消纳率息息相关，而各地消纳情况将高度分化。
电价合理可行尽量低和公用事业保本微利的平衡
合理可行尽量低的电价，利好下游产业和民生；保本微利是电力行业正常生产和扩大再生产的前提。区域经济发展，应平衡上下游利益。
（1）合理可行尽量低的电价利好下游
电力是公用事业，是产业、民生的必需品，合理可行尽量低的电价，可避免拉高下游工商业和居民生活的用电成本。
（2）保本微利是生存和扩大再生产的前提
2021年以来，煤价高企，煤电企业燃煤购买单价涨幅远高于煤电售电价格涨幅，超过一半以上的煤电企业持续亏损，部分企业现金流紧张。
保本微利是行业生产和扩大再生产的前提，煤电企业亏本保供不利于电力行业的可持续发展。
电力企业首先应保证生存——维持生产才能保供。其次应保证健康生存（可靠性），避免煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足，设备风险隐患上升。“十四五”初，我国部分地区和时段发生电力紧缺，电力供需偏紧的原因各不相同。释放煤炭产能可解决缺煤问题；避免“运动式”减碳可缓解缺环保指标问题；新增可稳定出力的电源装机，可解决缺顶峰装机问题。煤电、气电、核电和水电机组能顶峰，风光几乎不能顶峰，考虑我国的电源结构，煤电是顶峰主力。顶峰装机不足的前提下，迎峰度冬/夏时，一旦煤电企业因破产、设备故障而退出保供，顶峰装机缺口将扩大。
最后，我国的用电量和用电负荷还在持续增长，为了满足增量需求，电力行业要有意愿和能力扩大再生产，建设新的顶峰装机。
送端省电力供需形势变化，省间博弈加深
（1）“十四五”中期电力紧平衡
能顶峰的电源建设周期较长（水电、抽蓄、核电5年以上，煤电、气电18—24个月），煤电近年投资萎缩，增量有限，气电增量受限于气价、气量和天然气对外依存度。“十四五”中期顶峰装机增长缓慢，电力供需将维持紧平衡，如遇寒潮和热浪，部分区域可能发生缺电。
表1 煤电投资及新增装机
2022年8月川渝缺电后，我国增大煤电投资力度，考虑到煤电的前期工作耗时和建设周期（18—24个月），近期开工的煤电，2024年下半年或2025年开始投产，届时可填补顶峰装机缺口。
（2）送端省电力供需形势变化，省间博弈加深
四川是水电送端省。2020年，重庆、四川分别向国家能源局行文：《关于恳请支持白鹤滩水电站在成渝地区双城经济圈内消纳的请示》（渝发改能源〔2020〕193号）、《关于四川省水电外送方式有关情况的汇报》，国家能源局回复《关于白鹤滩水电站消纳有关意见的复函》（国能综函电力〔2020〕65号），同意白鹤滩枯水季在四川留存100亿千瓦时电量，其余电量送华东。
湖南接受甘肃、四川、湖北送电，同时，湖南的鲤鱼江电厂180万千瓦（2×33+2×60）向广东送电。因供电趋紧，2019年9月，湖南开始协调鲤鱼江电厂转接湖南。2021年2月转接工程动工；2022年1月，鲤鱼江电厂（2×33万千瓦）并入湖南电网。
“十四五”初，四川、云南、贵州、安徽等送端省电力供应紧平衡。其中，四川为华中、华东、重庆、广东送电，云南和贵州为广东送电，安徽为江浙沪送电。
西北是火电送端，为华北、华中、华东送电。根据中电联的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年冬西北电力供需将偏紧。
送端省缺电将加剧送端和受端之间的省间博弈，提升送端省溢价能力。
电力行业整体成本上升
（1）多目标拉高电力行业系统成本
电力行业的不可能三角：安全可靠（保供）、低碳、经济。
表2 多目标导致电力系统成本上涨
电力系统的传统目标是经济、稳定地供电，主要电源为：煤电、气电、水电、核电。四种电源中，煤电、气电、核电为热发电机组，顶峰能力较强，水电顶峰能力受来水情况和库容影响；气电调峰能力最强、煤电次之、核电较弱，水电调峰能力取决于库容。四种传统电源的顶峰、调峰能力略有参差，相互配合下，可经济地保供。
我国的用电量和用电负荷正在持续增长，需要新建传统顶峰电源（以煤电为主）顶住增量负荷峰值。为了满足近年新增的低碳目标，需要建设风电、光伏项目；因为风光出力的波动性、间歇性、随机性，且越是负荷峰值时期风光越不能保证出力的特性，需要匹配调峰的储能和抽水蓄能，其中，储能和抽蓄可在日常时段短暂顶峰，长时间缺电时无法顶峰。
为了保证安全可靠和低碳，需要同时配备多套电源：可顶峰的传统电源、低碳的风电光伏、调峰的储能抽蓄，以及配套的电网等。多目标拉高电力系统的整体成本。风光发电上网成本在下降，但无法对冲新能源消纳的系统成本上升，随着风光发电量渗透率的逐步提高，电力系统的成本将显著增加。
（2）火电燃料成本易涨难跌
2022年，我国火电发电量5.73万亿千瓦时，占总发电量的65.9%。火电的成本中，燃料成本占比高。2021年以来，煤价和天然气价格上涨，推动国内火电成本上涨。
近年来，全球资本撤离化石能源，导致煤油气的新增投资下滑、资源接续乏力。考虑到常规油气田产能建设周期2—3年、煤矿3—5年，预计未来3—5年内，全球化石能源供需维持紧平衡，化石能源价格易涨难跌，火电燃料成本控制压力较大。
（3）经济稳增长承压，电价传导困难
向下游工商业传导电价，可缓解上游电力行业的压力。受疫情影响，2022年我国GDP增速放缓至3%，经济增速放缓的背景下，电价向下游传导的难度加大。
2022年5月，《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》（国发〔2022〕12号）提出：降低市场主体用水用电用网等成本。具体措施包括：指导地方对中小微企业、个体工商户水电气等费用予以补贴；清理规范城镇供水供电供气供暖等行业收费，取消不合理收费。
根据2023年政府工作报告，今年国内生产总值预期增长5%左右。要坚持稳字当头、稳中求进，面对战略机遇和风险挑战并存、不确定难预料因素增多，保持政策连续性稳定性针对性，加强各类政策协调配合，形成共促高质量发展合力。
电价走势和各电源品种盈利能力：各区域分化
（1）地方政府和发电企业的博弈
电力首先是公用事业，其次才是商品。电价走势和各电源品种盈利能力，受当地营商环境的影响（地方政府对电力行业的定位、是否有钱、是否愿意花钱），过去和未来都按省（市、区）高度分化。
2022年8月川渝缺电后，国家能源局按“适度超前”原则调整“十四五”电力规划，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。发电企业会优选在历史盈利水平较好、本轮亏本保供中电价政策相对较优的区域，投资建设保供的顶峰火电。发电企业的优选区域，将率先解决顶峰装机缺口的问题；稳定且持续增长的电力供给，有利于保障存量产业的供电、促进招商引资，实现地方保供和发电企业的双赢。
（2）外送水电和本省水电电价分化
水电的成本以固定成本为主，运营成本占比较低。
外送大省的水电资源是全国的资源，在全国进行分配、消纳。送端省缺电后，可能采取两方面的行动：首先，送端省将努力自留更多的电源，考虑省间博弈的耗时、网架等硬件的建设进度，外送水电即便能改送本地，也需要一段时间才能实现；自留水电占比如提高，而本省的调峰火电装机没有明显增加，丰枯季不平衡将加剧，可能再次出现丰季弃水。其次，送端省可能提高水电价格，以此补偿电力供需偏紧时段送端省以较高的现货价格购买的电力。
至于本省消纳的水电，考虑到居民、农业的低价用电需求，各省需要保留部分低价电源，允许本省水电价格上涨的概率较小。
（3）核电以本省消纳为主，价格持平
核电的成本构成和水电有相似之处，固定投资占比大，燃料成本占比远低于火电。
我国存量核电均为沿海核电，分布在受端省，核电以本省消纳为主，少量核电外送到临近省份。核电的电价逻辑和本省消纳的水电相似，价格持平概率大、上涨难度大。
（4）风光价格和当地消纳情况息息相关
考虑各省市区的电源装机结构、体量、调峰资源，可估算各地适宜的风电、光伏建设进度。不同地方政府对风光的规划大相径庭，部分省份的“十四五”风光规划增量目标设置较高，部分省份充分考虑消纳能力、严控风光增量。因此，未来各省的风光消纳能力将高度分化。
风光过剩、当地难以消纳的区域，风光电价（尤其是现货价格）将下行，并影响火电的现货价格。多数风光项目按100%消纳测算收益率，消纳率下降后，收益随之下降。
（5）煤电电价和辅助服务费用机制亟需改革
煤电具备电量、容量、调节三种功能，目前我国煤电电价主要是电量电价，无法体现负荷峰值时期煤电作为顶峰主力的容量价值，以及作为调峰主力、保障新能源消纳的调节价值。
我国的抽水蓄能和部分气电采用两部制电价，例如，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）明确抽蓄电价机制以两部制电价政策为主体。随着经济增长和“双碳”目标的推进，我国发、用电结构的波动性将持续提高，煤电将由电力电量的主体，逐渐向调峰主体过渡，煤电利用小时将持续下行，未来也应考虑为煤电引入容量电价机制，其中，电量电价把燃料价格传导到下游，容量电价消纳投资成本。
目前，个别地区风光参与分摊辅助服务费用。保供、低碳等多目标导致电力系统整体成本上升，风光分摊火电调峰费用、火电无偿调峰，均属电力系统内部挖潜，后续需考虑将辅助服务费用向用户侧传导。
（6）负荷中心提高现货比例，利好煤电电价传导
2021年10月，发改委颁布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），允许煤电电价在燃煤标杆电价的基础上上浮20%，高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上述幅度限制。
目前，各省电力交易市场以中长期交易为主，现货占比一般不超过10%。新能源富集区域的现货市场，煤电现货出清价格与新能源出力强关联，煤电签约高比例中长期交易电量反而能够规避价格波动风险。根据消纳能力控制新能源装机增量的电力负荷中心，电力供需趋紧时，现货价格普遍高于中长期交易；新能源大发时段，火电价格维持在合理区间；容量电价改革性措施出台之前，在负荷中心提高煤电的现货比例，有利于向下游传导燃料成本。
（7）尖峰电价体现煤电顶峰价值
当前各省区加快推进分时电价（尖峰、峰、平、谷），部分省区已经向发电侧传导。为了煤电的可持续发展，建议进一步拉大峰谷价差，体现煤电在尖峰、高峰时刻的顶峰能力和稀缺价值。
参考文献：
[1] 中电联，2021-2023年度全国电力供需形势分析预测报告，https://www.cec.org.cn/
[2] 对四川高温限电的深度思考——新型电力系统建设中如何抗灾保供？https://mp.weixin.qq.com/s/8ENJpsFwCsXmhhJRfZA3jA
[3] 国家统计局https://data.stats.gov.cn
[4] 信达能源，电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高
https://mp.weixin.qq.com/s/SzXpq8nnWQs0Ri7LitIJ1Q
[5] “十四五”初电力政策演进简析，ttps://mp.weixin.qq.com/s/3l-ONJAYll7tLL_0Q6xD4w
[6] 舒印彪，构建以新能源为主体的新型电力系统框架研究，《中国工程科学》 2021年第23卷第6期，doi: 10.15302/J-SSCAE-2021.06.003
[7] 全国新能源消纳监测预警中心，2022年二季度全国新能源电力消纳评估分析，https://mp.weixin.qq.com/s/4g9Ml1EaOk5H-eTe9GgZag
[8] 高亮，能源档案|“鲤鱼”洄游，南方能源观察，2022.1，https://mp.weixin.qq.com/s/ehHZa1wj0yyq3kM73WNd0A
