降低电价作为一项涉及能源政策、经济发展和社会民生的重要举措，其影响是多方面的，以下从利与弊两个角度进行详细分析： 一、降电价的 “利” 1. 减轻企业与居民负担，刺激经济活力 工业企业成本下降：对于高耗能行业（如制造业、化工、冶金等），电费是生产经营的重要成本之一。电价降低可直接减少企业开支，尤其是中小企业，能提升其利润空间，增强扩大再生产、技术升级的能力，进而带动就业和产业升级。 居民生活成本降低：家庭用电费用减少，可释放更多可支配收入用于消费（如家电购置、日常开销等），刺激内需，推动消费市场增长，对经济形成正向拉动。 促进新兴产业发展：数据中心、电动汽车充电等新兴领域对电力需求大，低电价可降低其运营成本，加速产业规模化发展，助力经济结构转型。 2. 优化能源消费结构，推动绿色转型 鼓励可再生能源消纳：电价降低可能间接提升风能、太阳能等新能源的性价比（因传统能源发电成本若相对下降，新能源需通过技术进步进一步降低成本，但低电价也可能促进电网对新能源的接纳），推动能源结构向低碳化转型。 加速电能替代：低电价可鼓励工业、交通等领域用电力替代煤炭、燃油（如电供暖、电动交通），减少污染物排放，助力 “双碳” 目标实现。 3. 提升社会公平性，保障民生福祉 低收入群体受益显著：电费支出在低收入家庭预算中占比更高，降电价可直接缓解其生活压力，体现政策对民生的兜底作用。 缩小区域发展差距：对电力依赖度高的欠发达地区，低电价可降低招商引资成本，吸引产业转移，促进区域经济均衡发展。 4. 稳定物价与宏观经济调控 抑制通胀压力：电力作为基础能源，其价格下降可传导至下游制造业、服务业，降低商品和服务的生产成本，对控制物价水平有积极作用。 政策调控工具：在经济下行压力较大时，降电价可作为宏观调控手段之一，与财政、货币政策配合，稳定市场预期。 二、降电价的 “弊” 1. 电力行业可持续发展面临挑战 发电企业利润压缩：若电价降低幅度较大，而煤炭、天然气等燃料成本未同步下降，火电企业可能面临亏损（尤其在市场化交易机制下），影响其投资积极性，甚至导致电力供应稳定性风险。 电网投资能力受限：电网企业承担输电、配电基础设施建设任务，电价降低可能减少其收益，进而影响智能电网、农村电网改造等项目的资金投入，制约电力系统升级。 新能源投资动力不足：部分可再生能源项目（如光伏、风电）依赖电价补贴或合理上网电价保障收益，若电价过低，可能导致企业投资意愿下降，延缓新能源产业发展。 2. 资源配置效率可能受损 电价信号失真：电力作为商品，价格应反映供需关系、成本及环境外部性。过度压低电价会掩盖真实成本，导致用户（尤其是高耗能企业）对电力的低效使用，形成 “价格扭曲”，不利于节能减排目标的实现（如高耗能产业因电价低而扩张，反而增加能耗）。 市场化改革受阻：中国正推进电力市场化改革，若行政性降电价频繁干预市场定价机制，可能削弱市场在资源配置中的决定性作用，影响电力现货市场、辅助服务市场等机制的完善。 3. 财政与政策可持续性压力 补贴依赖风险：若降电价通过财政补贴实现，长期可能增加政府财政负担；若通过交叉补贴（如工业电价补贴居民电价），则可能扭曲电价结构，引发行业间利益失衡。 政策调整成本高：电价涉及多方利益，一旦降低，未来若因成本上升需要上调，可能面临较大社会阻力，形成 “易降难升” 的局面，增加政策调控的复杂性。 4. 区域与行业间利益失衡 高耗能行业过度扩张风险：低电价可能刺激钢铁、电解铝等高耗能行业盲目发展，与 “双碳” 目标冲突，同时加剧能源供需矛盾和环境污染。 可再生能源丰富地区利益流失：若电价全国统一降低，可能削弱风光资源丰富地区的电价竞争力，影响其能源优势向经济优势转化。 三、平衡 “利与弊” 的关键 —— 科学施策与机制优化 分类施策，精准调控：对居民用电、农业用电等民生领域适度降电价，对高耗能行业实行 “阶梯电价” 或 “绿色电价”，通过价格杠杆倒逼节能；对新兴产业给予阶段性电价优惠。 完善市场化定价机制：加快推进电力市场建设，让电价反映供需、成本及环境价值，减少行政干预，同时通过政府引导基金、专项补贴等方式保障民生和新兴产业。 提升电力系统效率：通过技术创新（如智能电网、储能）降低输电配电损耗，优化电源结构（发展新能源、提高清洁能源占比），从根本上降低发电成本，为电价调整创造空间。 强化政策协同：降电价需与产业政策（如淘汰落后产能）、环保政策（如碳定价）、财政政策（如税收优惠）协同推进，避免单一政策的负面效应。 总结 降电价的 “利” 在于短期能缓解企业和居民负担、刺激经济与消费，“弊” 在于可能影响电力行业可持续发展和资源配置效率。其核心在于如何通过市场化改革和精准政策设计，在 “降低成本” 与 “保障供给” 之间找到平衡点，让电价既能反映市场规律，又能兼顾民生与发展目标。

五大因素助力电力股走强，72只个股年内分红超640亿元

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山东：省内发电侧总结算均价468.16元/兆瓦时

近日，安徽省发展改革委、安徽省能源局下发《关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知》，对峰谷分时电价浮动比例和季节性尖峰电价作了调整。新政策自2024年4月1日起执行。

近日，发改委、能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称“《基本规则》”）。《基本规则》是我国首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，明确了市场成员、市场构成、运营过程、衔接机制、市场结算和风险防控等方面的具体要求，对已实现电力现货市场连续运行的地区提供进一步规范引导，并为尚未开展现货市场运行的地区提供了建设参考。 《基本规则》的出台，是国内电力市场建设的又一里程碑事件。储能作为新型电力系统中重要的灵活性资源，其资源的有效调度、以及获得合理回报，均依赖于电力市场的持续完善。此外，《基本规则》将有序推动新能源参与电力市场交易，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。 为促进绿电优先消纳将发挥很大作用 北京能源协会专职副会长兼秘书长王璘姬表示，电力现货市场是电力市场的一个重要组成部分，主要涉及短期内的电力交易，通常包括日前、日内和实时的电能量交易。与中长期合同交易不同，现货市场的交易更加灵活，能够更好地反映电力供需的实时变化。考虑到新能源发电的不稳定性，这种实时变化的机制将为企业提供更多购电选择，使得企业能够根据自身需求选择最合适的电价和供应商，对于原有弃用的绿电也会提供更多的销售空间，对促进绿电优先消纳将发挥很大作用。同样的，储能等相关主体也将有更多的机会参与现货市场，发挥其在电力系统中的灵活调节能力，发展新的技术产品和商业模式，加快行业迭代。 电力现货市场是反映电力供需形势的“风向标”。市场化改革是保证能源安全的有效手段，电力现货市场建设作为市场化改革的核心举措之一，在保障电力供应安全方面具有重要作用。 中国节能协会副秘书长兼碳中和专业委员会常务副秘书长张军涛分析了电力现货市场的调控机制。他表示，简单来说，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，同时，通过分时价格信号，更好激励各类主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，使得供需关系不断调整优化，进一步促使价格涨跌变化。 为全国电力现货市场提供规范引导，降低试错成本 其实，早在2017年，国家发改委办公厅和国家能源局综合司联合印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。这些地区在之后都走出了适合当地特点的电力现货运行规则。 四川作为国内第一批电力现货试点省份，早在2019年就正式发布了《四川电力现货市场建设试点方案》，初步建立了基于四川本地特点的电力现货运行规则，并于2020年10月开展了为期一个月的水电现货市场结算试运行工作，2022年实现火电现货市场长周期结算连续试运行。不过由于四川独有的水电为主的电源特点，国内外并无大量成熟经验可以借鉴，造成四川电力现货市场建设难度与挑战巨大。水电现货最近两年已经多次开展了“调电试运行”工作，而整体现货政策长时间未根据中长期市场的发展变化做出太大的调整和升级。 本次《基本规则》的发布，能为已试点和未试点的省份电力现货市场分别注入哪些活力呢?中国船舶集团有限公司节能与绿色发展研究中心主任谭效时表示，本次《基本规则》的制定也是在开展广泛调研的基础上，进行了充分研究论证，吸纳和借鉴了国内外许多先进做法与经验，对已实现电力现货市场连续运行的地区，将进一步加强规范引导，能够帮助这些地区实现健康持续发展；对尚未开展电力现货市场运行的地区，将为其开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本。 ​ 写留言 复制搜一搜分享收藏划线 人划线

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有大神知道嘛

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