电价机制改革 本质上是国家经济社会对电力发展需求变化的内在反映，是宏观经济调控的重要手段。从计划体制到“集资办电”，从“厂网分离”到“管住中间，放开两头”，电价机制的数次变化均伴随着国家经济社会改革转型的关键期。现行电价机制改革的政策性方向是立足于全国统一电力市场体系下，理顺电价关系，完善电力价格市场化形成和传导机制。
现行的电价机制同时面临长期问题与短期问题。从长期视角看，电价存在结构机制性问题，包括计划体制下行政性指令过强，电力价格传导机制扭曲、商品性属性不足，以及辅助服务机制和容量补偿机制的缺乏。从短期视角看，全球能源通胀背景下的煤炭、石油、天然气价格高企，国内“市场煤，计划电”的价格倒挂导致煤电企业亏损严重；大规模高比例新能源消纳调节需求导致系统成本进入加速上升阶段，新能源需承担一定的调节费用；输配电价核定趋严，电网经营情况不容乐观，将会进一步导致电网调节手段减少和投资紧张。
预计国内电价将随着电力市场化深入，进入一轮上涨周期。立足于加快建设全国统一电力市场的背景下，行政性降电价举措已接近尾声。
伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入以理顺电价形成传导机制为主旋律的上涨周期。基于发电侧发电成本压力和用户侧宏观经济承受力的考量，预计电价将以结构调整为主要，以温和渐进为主基调逐步提升。
发电侧：电能量电价方面，煤电受限煤炭供应紧张持续、支撑性电源装机不足和产业结构调整的需求，预计电价在市场化过程中仍有上浮空间；新能源立足于价格结构调整，分摊调节费用后电价也将向下游传导；辅助服务电价和容量电价基于机制理顺和需求紧缺的情况，有望进一步推进。煤电：立足于煤炭供应将在“十四五”期间持续处于紧张状态的预估，电煤长协签订价格未来有望趋势性逐步抬升。同时，“双碳”目标下的煤矿产业存在产业结构调整，实现煤炭清洁高效利用的需求，相关成本在理顺价格机制后疏导至价格端。新能源：市场化改革下的新能源价格机制需实现结构性调整，综合来看低廉的发电边际成本和逐步升高的辅助服务费用分摊，其带来的系统性成本的抬升会向终端电价传导。水电核电：整体体量较小，成本构成和运营方式决定电价走向。辅助服务：新版“两个细则”明确“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的补偿分摊原则，辅助服务费用分摊范围由原先的发电侧内部相互转让转向发电企业和市场化用户共同分摊模式，并逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。容量电价：容量电价机制是保证常规电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。随着“十四五”期间顶峰容量裕度降低，顶峰电源缺口扩 大，容量电价机制将会受供需关系的影响适时建立推广。
输配环节：综合考虑电网投资需求和合理收益、抽水蓄能和特高压的成本核算分摊、以及分布式发电规模化接入配网的相关影响，输配电价有望止跌转升。基于新型电力系统的建设目标，电网公司仍需持续性的电网侧资源建设和配网侧电力电子化改造，存在长期的建设改造投资需求。抽水蓄能和特高压工程在“十四五”期间有望迎来爆发式增长，相关容量电价需要折算入输配电价实现成本回收。远期分布式光伏规模化接入电网导致电网输配电量下降，进而导致输配电度电分摊成本上升。综合来看，输配电价有望止跌转升。
用户侧：一产、居民电价保持相对稳定；工商业用户电价以市场化改革为主线，实现分门别类上涨。用户侧电价依照产业类别，一产和居民电价相关政策以相对稳定为主，亦存在通过引入分时电价、拉大阶梯电价差等手段涨电价的可能。工商业用户电价自全部进入市场以来已经出现上涨情况，未来可能实现分门别类的上涨。预计高耗能产业电价将率先上涨，同时考虑区域产业发展水平，通过电价引导产业结构调整。
建议关注领域：（1）能源通胀和电力市场化改革推进局面下，煤电电价有望逐步上涨。（2）立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，火电灵活性改造、储能、特高压、配网改造、虚拟电厂等调节性灵活性资源技术有望呈现爆发式增长。（3）新能源发电在现货市场和辅助服务市场存在收益率下行风险。
风险因素：1、宏观经济下滑导致电力需求和用电量增速不及预期；2、电力市场化改革推进不及预期；3、政策在各地的执行力不及预期。
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