文章核心观点 - “十五五”期间中国电力供应成本面临上涨压力，预计每度电上涨约5-8分，高于“十四五”期间[4][7] - 新能源低边际成本带来的发电成本下降与高渗透率下系统成本上升的矛盾，是导致电力批发与零售价格“剪刀差”走阔的本质原因[4][10] - 需从政策端、市场端、系统端协同发力，以抑制批零价差走阔风险，守住兼顾绿色转型与经济发展的电价区间[4][8][96] 批零价差走阔的现象与影响 - 新能源发电成本下降带动批发电价下行，但终端零售电价在欧美成熟市场出现不降反升趋势[6][11][13] - 2023年欧盟电力批发市场日前均价较2024年降低16%至82欧元/兆瓦时，但零售电价持续高位，2023年欧盟电力零售商ROE中位数达19%，比2016-2021年均值高出一倍[15][19] - 2023年美国电力零售商在燃料和购电成本回落的背景下，零售电价延续上涨趋势，带动收入增加约20%[21][24] - 批零价差走阔可能损害经济发展与民生福祉，例如德国37%的工业企业因能源成本考虑限产或外迁，并可能拖慢绿色转型进程[27][28] 批零价差走阔的驱动因素 - **系统成本**：为消纳新能源而增加的电网投资、调节等物理成本，经合组织核能署测算显示，新能源渗透率从10%升至75%时，系统成本从不到10美元/兆瓦时升至50美元/兆瓦时[33][35][37] - **遗留成本**：过去签订的新能源支持合同产生的未来支付负担，英国2012至2021年间累计产生近500亿英镑可再生能源补贴支出，预计2030年将超1000亿英镑[33][41] - **市场力**：市场主体利用市场地位影响电价，2024年南澳大利亚州一发电商在10分钟内将现货价格从89澳元/兆瓦时推升至5130澳元/兆瓦时[33][47] 中国电价走势预测与风险 - 中国电力系统灵活性调节资源“先天不足”，2023年传统调节电源占比仅6%，远低于德国、西班牙、美国等国家[56][58] - 中国可再生能源补贴缺口自2016年出现以来，至2021年累计突破4000亿元，对终端电价构成持续上涨压力[75][78] - 市场机制不完善及市场力隐忧阻碍价格传导，例如2025年初6家大型发电企业因违反电力市场运营规则受罚[81][82] - 量化分析显示，“十五五”期间BAU情景下电力供应成本上涨约5分/千瓦时，ATS情景下上涨约8分/千瓦时，主因系统成本上升压力超过发电端降本幅度[87][91][94] 应对策略建议 - **政策端**：强化市场监管与信息披露，完善协同监管机制，构建市场力监测体系，并做好“管疏同源”，疏导市场主体合理成本[97][98][99][100] - **市场端**：通过发行长期专项债券（如20年期，规模约4000亿元）和中短期滚动债券，以“市场化融资+财政贴息”模式解决新能源补贴拖欠问题[101][102][103] - **系统端**：硬件上加强火电灵活性改造、抽水蓄能及新型储能建设；软件上完善辅助服务市场等激励机制，实现“硬件补强”与“软件修缮”[104][105][106]