电力市场与钢铁行业发展研究报告（一）——电力行业的背景与成本

【核心观点】

基于我国反内卷相关政策的提出，我们认为在抗通缩的主基调之下，电力成本调控相对于其他货币财政政策的优势更明显，利用电力价格的基础性和成本传导作用，稳定整体生产与消费环节成本，从而带动价格链条向上修复的可行性较高。

从传导路径上看，通过提高消费品价格等直接影响CPI上行不具备持续性，而通过提高PPI不仅能从生产端稳定成本、有助于减轻消费品成本下行压力、为终端消费价格提供支撑，还能够改善企业盈利与投资，通过稳定微观主体（企业）的经营环境，促使其扩大生产和投资，从而从根源上激发内需。

同时，伴随着我国大力发展可再生能源与高新技术产业，天然增加了对电力的需求以及绿电的市场份额占比。但从当前绿电成本看，虽然发电成本已低于传统火电，但隐性成本较高，导致企业与居民用电端的使用成本更高，进而将成本传导至下游生产与消费环节。

整体来看，当前可再生能源所面临的堵点仍然较多，短时间内的综合使用成本难以快速降低，叠加我国电力刚需持续增长，预计未来我国的电力成本在短期内将持续抬升。

【正文】

背景

我国电力成本的抬升预期，其核心逻辑在于利用电力价格的基础性和成本传导作用，稳定整体生产与消费环节成本，从而带动价格链条向上修复。

从传导路径上看，通过提高消费品价格等直接影响CPI上行不具备持续性，而通过提高PPI不仅能从生产端稳定成本、有助于减轻消费品成本下行压力、为终端消费价格提供支撑，还能够改善企业盈利与投资，通过稳定微观主体（企业）的经营环境，促使其扩大生产和投资，从而从根源上激发内需。

从政策导向上看，2025年下半年我国提出“反内卷”相关政策，也旨在治理低价恶意竞争、维护市场价格合理回升。

整体来看，提高电力成本对经济抗通缩具备“短期治标、长期治本”的作用。

一、以抗通缩为基础的成本抬升逻辑

（1）价格端持续承压：

当前，我国PPI呈现深度负增长局面。截止2025年10月，我国PPI同比已连续37个月负增长，工业领域的负反馈循环仍在延续。与以往相比，本轮物价低迷、通胀承压的核心特征有所不同：

一是持续时间长、覆盖行业广，除了钢铁、煤炭等传统生产资料下跌外，生活资料价格也在走弱。虽然近期价格有所改善，但也集中在上游原材料端，中下游商品价格在内需承压结构下仍然偏弱。

二是PPI向CPI传导不畅，虽然自2025下半年以来反内卷相关政策提出，但在终端需求不足时，企业为保证市场份额，会优先消化成本压力而非提价。而且尤其是CPI中占比较高的服务业，其对工业品价格变化的弹性较低。

（2）传统调控工具具有局限性

工业领域产能过剩与需求不足的矛盾加剧，企业盈利空间被持续压缩，制造业投资增速放缓，传统货币与财政刺激政策在结构性矛盾面前效果边际递减。主因传统工具在通缩主要由需求全面疲软引起时效果最佳。但当前的通缩具有强烈的结构性色彩（部分行业严重过剩），传统“大水漫灌”式的刺激难以精准解决产能过剩和低价竞争问题，且副作用积累较大

为对抗通缩，通过主动管理并适度抬升电力成本，与传统的货币、财政等需求侧调控工具相比，确实能在某些层面更直接地解决当前物价低迷的结构性根源。其核心逻辑在于，传统工具主要刺激“需求”，而电力成本管理则能精准影响“供给”和“成本”。

从以上几个维度对比传统政策供给与电力成本抬升的作用，可见电力成本工具的独特价值在于其更像一个结构性、供给侧的“价格调节阀”。其核心优势在于能：

快速修复PPI：通过成本推动，直接为工业品价格托底。

倒逼产业出清：提高高耗能、低效产能的运营成本，加速市场出清和供需再平衡。

与其他政策协同：可作为“反内卷”产业政策的一部分，与环保、能耗管控等工具配合使用。

此外，当前全球能源市场波动加剧，地缘政治冲突导致油气价格不确定性上升，依赖进口油气可能加剧国内经济波动风险。在此背景下，稳定煤电供应既能保障能源自主可控，又能通过国内能源产业链的自主循环，降低外部通缩压力的传导影响，为经济复苏创造稳定的能源环境。

二、以能源可持续发展为基础的成本抬升逻辑

（1）能源发展路径驱动

首先，从可持续发展角度与能源发展角度出发，未来新能源发电对火力发电的补充与替代将会持续推进。

我国当前的主要发电量来源于火力发电，最新数据显示，2025年前三季度，火力发电规模占总发电量比重在六成以上，其他类型发电的占比仍然较低。

但从政策方向看，经济高质量、可持续发展进程中，环境与污染治理的重要程度日益提升。

从能源发展角度看，煤炭属于不可再生资源，且燃煤排放是环境主要污染物之一，而随着环保要求的提升，可再生能源的发展迫在眉睫。

因此近年来，我国大力发展并推广可再生能源建设，风光水力发电量整体增速较快，已经开始对传统火力发电产量进行边际替代，数据显示，2017年至今，火电与非火电的发电规模呈现此消彼长态势，火电在发电量中的占比一度从80%降至60%。大方向上看，新能源对传统能源的替代作用将会持续进行。

（2）科技发展的需求带动

科技发展对电力需求的推升是一个系统性过程。其核心逻辑在于：科技发展一方面直接催生了新的高耗电产业与产品（直接拉动），另一方面推动社会生产和生活方式的全面“电气化”与“数字化”（间接转化），同时自身也在优化电力系统，部分缓解需求压力。

第一，科技发展持续创造前所未有的高耗电领域。数字基础设施，特别是数据中心、人工智能计算集群和5G/6G通信网络，已成为新的“电力黑洞”。

运行服务器和散热系统耗电巨大。据国际能源署（IEA）数据，全球数据中心用电量已占全球总用电的1%-1.5%，一些国家的占比更高。其次一些AI大模型训练一次所耗电力，可能相当于数千个家庭一年的用电量，算力需求的指数级增长直接转化为电力需求。此外，5G通讯网络基站的普及，推动网络整体能耗上升。

第二，科技发展间接性地驱动全社会进行再电气化，将过去的非电能源消费转变为电力消费。典型代表如电动汽车，汽车动力从燃油转为电池，直接大幅增加对电网的充电需求，此外，工业领域的高端制造、精密加工等产业升级，其生产线高度自动化，大幅增加了生产环节的工艺用电和辅助用电。

第三，科技发展也在通过智慧能源技术优化电力系统，这在一定程度上能管理和减缓需求的过快增长，但更多是为支撑上述的耗电规模增长提供可能。

总的来说，科技与电力需求的关系是螺旋上升的，科技作为需求增长的引擎，创造了新负荷并驱动电气化；同时，作为系统优化的工具，它又努力让电力系统更智能、高效地满足这些需求。当前，以人工智能和碳中和为代表的新科技浪潮，正在加速这一进程。

三、主流发电方式综合成本的拆解分析

（1）新能源度电成本已低于火电

首先，我们通过模型分析，按照同样装机规模，并固定折现率、残值率、税率保持不变，主流发电类型的度电成本高低排序如下：陆上风电<光伏<海上风电<火电。

（2）新能源综合使用成本仍然偏高

自双碳战略提出以来，在相当长的时间内，市场普遍认为新能源技术层出不穷、转换效率持续提升，但在市场化条件下，理论上终端消费者会为稳定电力资源支付相同价格，导致目前电力终端同质化问题显著，因此只比较度电成本并不能反应电力市场真实情况，需要比较的是终端消费者角度下的全社会综合成本。

在新能源发电刚起步阶段，因发电总量较小，对整体电力系统稳定性影响不大，但随着新能源发电量占比的持续提升，新能源出力不稳定的问题会被进一步放大，进而导致其系统成本日益增长。

考虑到如系统发电入网的运行成本，以及新能源用电侧的隐性成本，火电的综合成本仍然最具性价比。我们认为以下三点因素是导致新能源使用成本居高不下的主要原因。

1. 空间错配

例如，我国风光资源富集的“三北”地区与沿海用电负荷中心存在严重的空间错配。为了解决这个问题，需要建设特高压输电线路，但这面临着输送容量有限、经济性挑战和输电走廊资源紧缺等制约。

当电网无法消纳所有的新能源电力时，就只能限制甚至停止一部分风机和光伏板发电，即“弃风弃光”。在青海、新疆等风光大基地，以及分布式光伏装机激增的山东、河南等省份，午间同时段出力导致“两头弃电”的现象已经出现。

有数据显示，2025年1-5月，西藏、青海、新疆等资源富集区的光伏利用率已低于90%。被弃用的电量对于电站投资者来说是直接的收益损失，对于整个社会则是清洁能源的浪费。

2. 时间错配

同时，风电、光伏“看天吃饭”的特性导致了时间错配。

比如，光伏发电每日的出力情况较好预测，呈现中午高、早晚低的结构，但这恰好与用电峰值相反，因此调节成本较高；同时，风力发电的波动更高且具有不可预测性。

因此为了“削峰填谷”，电力系统需要保留大量的煤电机组进行灵活性改造以提供调峰能力，或者配套建设大规模的储能设施。这些都构成了显著的系统调节成本。

3. 并网成本

当风电、光伏在电网中的渗透率超过15%时，其波动性对电网稳定运行的挑战会显著增加，电力系统成本也进入快速的增长临界点。

这是因为风电、光伏等传统新能源发电设备难以主动支撑电网电压和频率，为了保障供电安全，系统必须保留足够的火电等稳定电源作为备用，这部分备用容量产生的成本也需要分摊。

除上述主要因素之外，目前的新能源技术和应用场景仍存在较多不匹配的情况：

1. 系统集成与灵活性不足

高比例新能源并网后，电力系统面临 “缺电量、缺容量、缺灵活性调节资源”的三重挑战。传统煤电角色转型滞后，抽水蓄能、新型储能（如电化学储能）在规模、成本、安全性上尚无法完全满足小时级至季节性的全时间尺度调节需求。而配电网在接纳海量分布式光伏时，也可能出现反向重过载、电压越限等技术问题。

2. 经济性与商业模式不成熟

当前电力市场对灵活性调节资源（如快速调频、爬坡能力）和绿色价值（如绿证、碳减排）的定价与补偿机制不完善，无法有效激励市场主体投资储能或提供调峰服务。

3. 体制机制与标准滞后

规划与管理协同不足，一方面体现在新能源开发与电网规划、国土空间规划、产业布局的长期协同不足，容易出现项目等电网、电网等项目的脱节；另一方面体现在快速迭代的新技术（如构网型储能、智能微网）与相对滞后的并网技术标准、产品认证规范、安全管理规程之间存在差距，增加了新型设备并网和系统安全运行的风险。

四、总结

综上，基于我国反内卷相关政策的提出，我们认为在抗通缩的主基调之下，电力成本调控相对于其他货币财政政策的优势更明显，利用电力价格的基础性和成本传导作用，稳定整体生产与消费环节成本，从而带动价格链条向上修复的可行性较高。

同时伴随着我国大力发展可再生能源与高新技术产业，天然增加了对电力的需求以及绿电市场份额的占比。但从当前绿电成本看，虽然发电成本已低于传统火电，但隐性成本较多，导致企业与居民用电端的使用成本更高，进而将成本传导至下游生产与消费环节。

整体来看，当前可再生能源所面临的堵点仍然较多，短时间内的综合使用成本难以快速降低，叠加我国电力刚需持续增长，预计未来短期内的我国的电力成本持续抬升。

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