碳中和政策背景下，电力低碳化是能源转型的关键，其中电力低碳化的关键是电力市场化，而电力市场化的关键是电价机制改革。过去我国电价经历了三次较大调整形成了三段式电价，2015 年起改革聚焦“管住中间放开两头”。当前改革的方向是电价形成机制更市场，电价结构为疏导成本更细化。整体来看，新型电力系统的新增成本使得电价上涨将会是大概率事件，分类上来看预计居民侧电价保持稳定，电源侧受益，电网侧影响较小，高耗能用户承担成本。根据我们测算，预计 2030 年市场电（非居民用电）价格或接近 0.7 元/度，但长期趋势有望随发电成本下行，建议关注绿电交易+分布式电力交易+电子交易平台+虚拟电厂。

▍ 当前电价模式为三段式电价，近年电价难以反映电力真实成本，未来改革方向需要兼顾价格形成机制和价格结构疏导。三次大调整后我国电价形成三段式电价，2015 年起“管住中间放开两头”。新一轮电改以来我国电价（上网电价、输配电价、销售电价）一直处于下降通道，电价位置和结构难以反映真实成本。当前的改革方向是电价形成机制上培育各类电力市场，电价结构上为疏导成本更细化使得各类电力市场的价格得以疏导。

▍ 未来电价存在上涨可能，为什么，怎么涨，谁买单需要厘清：  为什么：电源转型增加成本，电网作用开始下降，未来需销售端反映。碳中和与能源安全为刚性目标，新能源的开发利用将导致电力系统的成本大幅提升。过去特高压主要解决的是区域间电量平衡，当前电功率不平衡导致的新增成本无法完全由电网消化。若电价保持不变，当前仅靠电源侧传统能源或无法承担低碳转型成本。因此随着电力市场化改革深入，中期视角预计国内终端电价将进入上涨周期。

 怎么涨：推广完善分时电价、联动中长期和现货市场，疏导辅助费用。

1985 年至今，我国电价经历了三次较大调整，整体方向以更市场化为基调。方式一是在推广分时电价的同时类比阶梯电价更合理地优化了终端电价；方式二是在提高中长期电力交易合同的同时做好和现货市场的衔接，从而将现货价格更好地反映在终端电价；方式三是完善辅助费用市场，未来用户侧共担辅助费用，使得成本直接传导至下游终端电价。

 谁买单：预计居民侧电价保持稳定，电源侧受益，电网侧影响有限，工商业侧。居民侧用电占比较低，在保民生的目标下，未来民生用电价格或保持稳定。电源侧是本轮涨价的受益者，涨价带来利润环节分配，安全主题下鼓励下游装机。电网侧作为垄断行业，其利润率与投资额均有一定的行政色彩，企业难以在电价上涨中分得一杯羹。用户侧，以浙江电力市场为例，当前工商业中用电较小的代理购电用户议价权较弱，买入了价格最高的电力，但长期来看高耗能企业应是电价上涨的承担者。节奏上来看，涨价决策预计是谨慎且缓慢的。

 投资建议：预计 2030 年市场电价格（非居民用电，居民电价预计维持稳定）或接近 0.7 元/度，但长期有望随发电成本下行，建议关注绿电交易+分布式电力交易+电子交易平台+虚拟电厂。市场电价格 2021 年四季度随着火电涨价开始回升，预计到 2030 年见顶(接近 0.7 元/度左右)，随后风光发电低价上网会成为主导终端电价下行的核心驱动力。预期未来“证电合一”的绿色电力交易将得到长足发展，分布式发电市场化交易将更活跃，电力用户直接参与交易的电子交易平台模式将崛起，虚拟电厂作为负荷侧运营商将大有可为。

▍ 风险因素：政策不及预期的风险；电价改革不及预期的风险；宏观经济下行风险。