近期以来，各地的电价“战争”此起彼伏。
先是广东发电公司与售电公司爆发了激烈的冲突，发电公司要求中长期合同“锁量锁价”，售电公司坚决反对；继而是陕西地方政府一纸通告，严厉批评华能旗下发电公司、售电公司“串谋”涨电价；再其后是安徽地方政府向售电公司“打土豪分田地”，要求批零价差超过8厘钱的利润部分要跟用户二八分成……
电价“战争”的参与对象各有不同，广东是发电公司和售电公司直接冲突，陕西是地方政府“对阵”发电公司、售电公司，安徽是地方政府“吊打”售电公司。但是“战争”起因毫无例外都是因为电价。目前来看，电价“战争”有扩大化、常态化的趋势。
电价“战争”的内在机理到底是什么？各地电价“战争”的未来走势如何？如何准确研判形势，有针对性的化解矛盾，这无疑是新型电力系统建设需要认真对待并慎重处理的一件大事。
频频爆发的电价“战争”
2025年度电力长协签约季的2024年11月，广东省域内11家发电集团，联合起来向政府主管部门提出申请，要求在2025年度以“锁量锁价”方式，锁定更高比例的年度长协。
数据显示，2024年1—11月，广东电力市场现货年均价为0.3372元/度。而在2023年，现货市场日前均价为0.438元/度，在大规模电荒后的2022年，均价更是高达0.572元/度。很显然，三年间价格在明显走低。
现货电价持续走低，发电集团于是申请中长协来“锁量锁价”扩大规模。然而，对发电集团的这一诉求，售电公司是坚决反对的——签订量高价高的年度长协，在电力市场中将束缚住它们的灵活身段，进而让他们承受更大的亏损风险。
为此，广东多家售电公司甚至还同时“上书”广东省能源局、国家能源局南方监管局陈述意见。后来，尽管政府部门分别邀请了各方代表当面直接沟通意见，但是“公说公有理，婆说婆有理”，这场发售双方的电价“战争”一时陷入了僵局。
用电大省广东的电价“战争”硝烟未烬，西部能源大省陕西又爆发了新的冲突。
8月7日，陕西电力交易中心突然发布通报称，华能陕西能源销售有限公司与华能铜川照金煤电有限公司“串谋”，“不合理抬高批发交易价格，谋取不当利益”“侵害电力用户合理权益，扰乱电力市场价格秩序”。这是很少见的地方机构公开批评央企公司，一时之间舆论哗然。
那么，华能陕西的发电公司、售电公司为何“串谋”涨电价？事件真相和起因是什么？
华夏能源网注意到，7月31日，陕西省发展改革委发布《关于进一步做好8—12月电力市场分时交易结算有关工作的通知》，提出在2025年8—12月分时交易结算执行过渡期间，售电公司月度平均度电批零差价高于0.015元/千瓦时的部分收益，需与服务的零售用户按2：8比例分享。
通知发布后数日，华能陕西售电和华能照金电厂两家“师出同门”的兄弟公司，便将年度火电双边协商交易中8月的价格由0.380元/千瓦时提高至0.424元/千瓦时，以此规避二八分成。此事让陕西政府主管部门勃然大怒，于是就有了陕西电力交易中心的公开通报批评。
与陕西类似，安徽的电价“战争”也是事起二八分成。
华夏能源网注意到，8月，安徽省发改委一纸文件作出规定：2025年9-12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司与其所代理的电力用户按照2:8比例进行结算分享，电力用户按当月用电量比例分享该部分收益。
“打土豪分田地”的方案简单明了，售电公司的利润超过8厘的，超额部分80%要吐出来给用户。但是售电公司就不高兴了，凭什么拿走我们的利润？于是，矛盾不可调和地爆发出来了。
电价“战争”为何高发？
各地频繁爆发的电价“战争”，很难用一句话就判定谁对谁错，相关各方的诉求其实都有其合理性。
地方政府为当地企业、经济着想，希望稳电价、降电价；发电集团一方面要建设新能源，一方面还要电力保供，在新能源量价齐跌大环境下希望稳住上网电价；售电公司要承担发现价格、做优电力市场的功能，如果完全没有利润激励那就干脆“躺平”了。
实际上，各方利益冲突多发频发，是有内在根本原因的。这是因为，在新型电力系统加速构建过程中，新能源是低边际成本、高系统成本，这就导致整个系统的电价空间日益逼仄，如此一来，电价利润的分配各方都少了，都感觉吃亏，电价矛盾也就多发频发了。
电力系统中的电价压力，发电侧的体会最明显。发电侧的压力来自两部分：
一部分是新能源收益的电价、电量齐跌。
电价方面，2025年上半年，除了东北、内蒙古、河北南网等少数地方，多数省区市的风电结算均价已经滑向了0.2元/千瓦时；光伏结算均价已经滑向了0.15元/千瓦时，山西的光伏结算均价更是滑向了0.1元/千瓦时。
电量方面，某电力央企所持有存量电站2025年一季度统计数据显示，新能源电站平均限电率达到17%。具体到不同的区域，今年各个省份的限电率都有提升。其中，西北省份的平均限电率基本达到30—40%，新疆部分区域甚至超过50%；山东、江苏苏北等区域部分场站的限电率也达到30%；西南省份的限电率开始趋近20%。
另一部分是煤电虽然盈利，但煤电灵活性改造却极其缓慢。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500至1500元，成本看似相对较低，但是，煤电企业灵活性改造需投入额外成本。随着调峰深度增加，后期运维、煤耗等成本将持续走高，且成本疏导路径不明确，投入难收回。
整个系统电价的利润空间日益逼仄，也反映到了电网侧。从集中式到分布式，海量新能源项目建成投产，与之相配套，包括特高压、配电网在内的电网投资规模也是异常巨大。“十四五”的过去几年，国网年度平均投资规模接近5000亿元。2025年，国网的电网投资超6500亿元，加上南方电网的1750亿元投资，两网总的电网投资规模超8000亿元。
如此之大规模的电网基建投资，也是要考虑成本回收的。然而，输配电价经过了几轮监审，收费标准都有严格限定，电网侧同样面临着异常严酷的电价压力，提高输配电价，政策不允许；不提高输配电价，基建成本回收就面临压力。
最后就是用户侧的终端电价，目前各地正在拼经济、扶持企业，拼尽浑身解数稳电价、降电价，未来很长一段时间这一趋势都不会改变。各地方政府齐刷刷将压力给到了售电公司，可问题是，电价问题是个系统问题，售电公司也没有多少可压缩的空间。
发电公司、电网公司、售电公司，各方都没压缩利润的空间了，但电价还得往下压，各方之间的矛盾冲突就无可避免了。
向系统效率要空间
发电侧成本在往上走，期望高一点的上网电价；电网侧的成本也在往上走，期望高一点的输配电价；而用户侧却要降电价，至少是稳电价。如果终端电价不能上涨，那解决问题就只剩“华山一条路”：提升电力系统效率，降低整体的系统成本。
实际上，目前电力系统在效率方面还是有很大提升空间的。这一点，从新能源与煤电“双料”大省山东的现实中有淋漓尽致的展现。
2024年，山东省风光新能源装机逾1亿千瓦（光伏装机全国第一、风电装机全国第五）、煤电装机逾1.1亿千瓦，两者相差无几，但是全年6000亿度的发电量中，火电发电量占比83%，风光新能源发电量占比不足13%。很显然，新能源的价值没有体现出来，风光发电小时数和上网比例太低了。
系统效率不高，边际成本过高，那么电价空间当然就十分逼仄。而要想提升系统效率，路径无非就是两条：一是大幅提升新能源的发电量，二是大幅削减煤电装机。
系统效率不高，还可以从浙江负电价这件事上得到淋淋尽致的反映。在浙江，2025年1月春节期间，电价频繁达到-0.2元/度最低限价。
华夏能源网注意到，能源数据服务提供商国能日新的数据显示，1月27日除夕中午，浙江省全网的负荷降低至约1700万千瓦。这时，用于维持电网稳定运行的调度命令指引发电（即“非市场化总出力”，大部分是煤电）就覆盖了本地需求。
那么，为什么不让电价更低的风光新能源来出力呢？让电价更低的电源来满足需求，难道不是更加经济吗？这主要是调度命令指引发电，电网调度行政化地、生硬地将这一低负荷时段的发电权留给了电价更高的煤电！
另外，即便完全由煤电来满足这1700万千瓦用电负荷，17台百万千瓦煤电机组满负荷运行或者由34台机组以50%负荷运行均能满足需求。但后者煤电机组可能已经逼近最小出力状态，无法再向下调，其系统灵活性必然比前者差，难以进一步给风电、太阳能发电腾出空间。
也就是说，如果追求系统效率的话，建设那么多的煤电就完全没有必要。煤电多了的结果之一，是多机组同时低负荷运行，结果是大家都吃不饱，同时大家都缺乏灵活性调节的空间，最好就是巨大的浪费和整体系统的低效率。
系统效率欠佳、无用成本太高，电价又怎么能够有效降低呢？只有整体效率高了，各环节价值最大化，依靠电价收回成本的压力降低，各方的电价战争就会少很多。
然而，被很多人忽略的事实是，华能集团的水电实力也是非常强大。华能集团旗下水电上市公司华能水电（SH：600025）是市值1700亿的巨头，仅次于市值全球第一的水电上市公司长江电力（目前市值6900亿）。
8月28日，华能水电发布了2025半年度报告，公司上半年实现营业收入129.59亿元，同比增长9.08%；净利润46.09亿元，同比增长10.54%，保持稳健增长态势。
华夏能源网注意到，同期，华能集团旗下另一旗舰上市公司华能国际（SH：600011）实现净利润92亿元，高于华能水电。但是，华能国际电力总装机高达1.5亿千瓦，华能水电的电力总装机仅有3300万千瓦，为前者的五分之一。水电资产的优质性可见一斑。
当前，风光等新能源发电量价齐跌，赚钱越来越难，煤电因为利用小时数持续下降，赚钱能力受到越来越多限制，唯独水电保持着稳定、持续的盈利能力。在新能源时代，风光水火打捆的发电模式，将占尽天时地利人和。这为华能集团的未来发展打开了巨大想象空间。
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