全国用电量破10万亿度，发电越多亏损越大？电改迎来最大的难点

12月15日召开的全国能源工作会议透露，今年我国用电总量预计将首次突破10万亿度，超过欧盟、俄罗斯、印度和日本用电量的总和，继续位居全球电力消费首位。

随着数字经济快速发展，仅数据中心一项，未来十年耗电量预计每年就将增长10%。这意味着，如果电力供应无法得到充分保障，我国将在科技竞赛尤其是人工智能时代的竞争中处于不利地位。

作为“世界工厂”和人工智能领域的关键参与者，我国电力消费已居于高位。如何确保未来持续增长的用电需求，已成为当前经济发展中最紧迫的课题之一，也是今年以来电力体制改革加快推进的根本动因。

然而，长期以来电力产业链各环节的市场化转型仍相对缓慢。要改变这一局面，至少需要破解两大核心难题。

首先，在发电结构中占据主导的煤电，其销售电价较为固定，而煤炭采购价格却频繁波动。以往火电企业的利润高度依赖煤价：煤价走低时企业多发电可多盈利；煤价上涨时则可能“多发多亏”，导致发电意愿下降。

但从能源安全与战略全局出发，火电承担着电力系统“压舱石”的兜底保障职能，必须满足两项基本要求：一是始终保持可靠发电能力，确保随时可用；二是在能源转型中配合风电、光伏等新能源，优先消纳清洁电力，只在需要时补充发电。这就要求火电企业既不能在盈利好时过度抢占市场，也不能在亏损时轻易减少出力，切实发挥系统调节功能。

为保障火电企业在履行保障职能的同时获得合理收益，2023年我国正式建立煤电容量电价机制。该机制将煤电收入分为两部分：一部分是随行就市、反映供需的电量电价；另一部分则是根据电厂固定资产成本按比例核定的容量电价，用于覆盖机组固定成本、保障稳定运行。

这一机制旨在让火电企业安心承担兜底和调节角色，不再因市场价格波动而影响保供能力。目前，全国煤电容量电价平均按固定成本的30%核定，转型较快的省份已提高至50%。据悉，2026年全国容量电价回收比例将普遍提至50%以上，领先地区可达70%以上。

随着煤电逐步转向保障性角色，占发电总量六成以上的火电将更多退出市场化竞争。与之相应，风电、光伏、水电等新能源电力则需摆脱补贴依赖，真正参与市场竞争。

今年2月，我国启动新能源上网电价全面市场化改革，目前多数省份已出台细则并开展竞价试点。从试点结果看，中西部地区新能源电价优势明显，甘肃最低电价已低于0.2元/度，而东部如广东电价则在0.36元/度左右。

这一差别化电价态势具有积极意义。若继续沿用过去相对平均的定价方式，中西部新能源电力可能面临更严重的消纳难题，并刺激产能盲目扩张。市场化定价则使电价回归合理水平，有助于优化新增项目的布局与节奏。

此外，东西部电价差距拉大，也为“西电东送”工程提供了更强的经济可行性，推动跨区域输电体系加快完善。事实表明，只要坚持实事求是、循序推进，电力体系中的各类难题都能逐步找到破解之道。