党的二十届三中全会审议通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，要求深化能源管理体制改革、建设全国统一电力市场，并将加快经济社会发展全面绿色转型作为进一步全面深化改革的重要目标，同时就健全绿色低碳发展机制、完善新能源消纳和调控政策措施、积极稳妥推进碳达峰碳中和作出部署。当前，省级电力现货市场基本实现全覆盖，电价机制作为推动跨省跨区新能源消纳以及用户侧响应的核心，是电力体制改革成效与新型电力系统建设建成的关键。因此，系统研究电力价格信号的传导路径，厘清信号从何产生、如何传递、何处受阻、怎样打通，既是完善全国统一电力市场体系的基础性理论课题，也是推动电力资源在全国范围优化配置的现实需要。

货币政策是现代宏观经济治理的核心政策工具，其分析框架对电力价格传导研究可能具有借鉴意义。货币政策传导的实质，是央行政策操作经由金融体系向实体经济传递，进而影响企业投资与居民消费等微观主体行为的过程。虽然货币政策传导与电价信号传导分属不同领域，传导逻辑也不能混为一谈，但其分析思路和方法论仍可以为电价机制相关研究提供一定启示。

货币政策传导路径及相关启示

理解利率在传导中的核心作用、识别传导受阻的典型场景，以及剖析需求端响应不足的内在机理，可作为分析电价信号传导问题时的重要参照。

对货币政策传导路径的一般理解

货币政策是现代宏观经济治理的核心工具之一，货币政策的传导，既涉及央行投放的基础货币经由金融体系派生为广义货币的信用创造过程，更关键的是这一流动性变化如何通过信贷、利率等渠道传递至实体经济，进而影响企业和居民的消费投资行为。在这一过程中，利率既是央行操作的直接作用对象，也是衡量传导是否畅通的关键标尺，更是影响实体经济投融资决策的决定性因素。央行投放货币的意图能否实现，取决于传导路径是否畅通，而传导的畅通与否，取决于商业银行是否愿意放贷、实体经济主体是否有借贷需求。借贷需求的核心影响因素之一是利率水平，利率下降至低于资本回报率时，市场主体加杠杆意愿才会被有效激发。因此，利率是连接央行货币政策操作与实体经济行为的关键纽带。

然而，货币政策传导不畅的根源往往不在供给端，而在需求端。企业层面，当经济下行时资本边际回报率显著下降，即使央行压低名义利率，企业也不会为负回报的项目融资，形成“投资衰退型”传导失灵。居民层面，借钱意愿不仅受当前利率影响，更取决于未来收入预期和资产负债表状况，当居民忙于偿还旧债、收缩杠杆时，降低利率无法有效刺激消费信贷。银行层面，面对企业违约风险上升，商业银行主动收缩风险敞口，出现惜贷行为，导致央行投放的超额准备金淤积在金融体系内部。三个层面相互叠加，使利率这一中枢调节机制在传导中失灵。一个更根本的问题是，利率在传导过程中究竟如何发挥作用，其涨跌的逻辑和边界何在？关于利率的决定，存在三条看似分歧实则内在统一的理论线索。流动性效应表明央行投放货币压低名义利率、收回货币推升名义利率，反映的是货币供给对利率的即期冲击。费雪效应揭示名义利率等于真实利率加通胀预期，货币投放若推升通胀预期反而会推高名义利率。厂商最优化条件则从实体经济给出硬约束，真实利率必须等于资本边际回报率，企业的资本回报率决定了其能接受的真实利率上限。三条理论并非相互矛盾，而是在传导的不同阶段各自主导。央行投放货币究竟是压低还是推升名义利率，取决于基础货币投放能否有效转化为广义货币，以及广义货币能否进一步推动总需求和通胀预期回升。传导顺畅时，信用派生有效支持实体经济活动扩张，通胀预期上升，费雪效应主导，名义利率最终趋于上行；传导不畅时，广义货币未能有效转化为总需求，流动性效应持续主导，市场名义利率维持在低位。

以上分析引出一个更深层的问题，利率究竟由央行决定还是由实体经济决定？答案是央行能在短期内控制名义利率，对实体经济构成最终约束。费雪效应表明央行能控制名义利率进而影响真实利率，但厂商最优化条件揭示企业资本回报率决定了其能接受的真实利率上限。一般而言，央行的利率政策内生于实体经济，必须将名义利率稳定在与实体经济投资回报率相契合的水平，否则货币供给和通胀都将失控。央行不是利率的绝对主宰者，而是实体经济基本面的跟随者和调节者。基于这一认识，理解利率变动需建立分层次的分析框架，长期取决于储蓄与投资平衡，由经济结构决定；中期取决于实体经济融资需求强弱，由经济增长强弱决定；短期取决于央行货币政策思路与传导路径状态，由金融市场运行状况决定。当经济陷入总需求低迷、通缩压力挥之不去时，传统货币政策往往失灵，这时就需要转入非常规领域。首先将央行短端利率降到0，继而央行买入长期国债，压低长端利率，再进一步买入风险资产，压缩风险溢价，若上述手段仍不足以扭转局面，央行可货币化财政赤字（即所谓“直升机撒钱”），其实质是央行不断跳过阻塞的货币政策传导路径，将货币政策操作更为直接地作用于实体经济。

电力价格信号传导与货币政策传导路径的异同

基于以上分析，可初步得出三个一般的判断。一是货币政策传导需要清晰的信号体系和统一的规则口径，这要求依托强大的中央银行实现政策规则统一、规范系统操作。信号模糊或相关标准不一致很可能影响传导成效。二是传导成效高度依赖需求侧响应。企业资本回报率下降、居民收入预期弱化、银行风险偏好收缩，均可能影响传导成效。三是传导真正见效，需要配套机制形成合力，在制度、监管、激励几个层面协同调整，政策意图才能自上而下传导到位。

电力价格信号传导与货币政策传导在底层逻辑上具有一定的相似性。一是两者都依赖清晰统一的信号体系，利率是货币政策传导中的核心信号，电力价格传导同样需要以电能量时空价值为核心的清晰信号来指导发用电行为，信号不明确或规则不协同均可能降低传导效率。二是传导成效均高度依赖需求侧的有效响应，电力价格传导同样需要用户侧具备价格敏感性。三是两者都需要配套机制的协同支撑，特别是电力价格信号的跨省跨区传导，不仅需要各区域有相对统一的电价形成结构及体系，也需要对跨省跨区输配、容量等进行科学设计，配套完善的信息披露等协同。

同时，电力价格信号传导存在区别于货币政策传导的显著特点。一方面，受电力物理网络约束，发用两侧须在任何时点实时平衡，这种即时平衡要求有一个能够反映实时供需变化的价格信号来引导电力资源流动，而这一功能只有电力现货价格能够承载。另一方面，基于“省为实体”的调度管理架构与电网安全运行责任划分，全国统一电力市场采取“省/区域市场+市场间交易”模式，这与货币政策依托央行实现统一操作形成根本区别。

上述货币政策传导的分析，可为我们分析电力价格信号传导提供一般性启示。一是货币政策依赖以利率为核心的清晰信号指引，提示我们需关注电价信号是否足够清晰明确，能否真实反映电力商品的时空价值。二是货币政策传导成效高度依赖需求侧响应，提示我们需关注电力规划或用户侧对电价信号的敏感度和响应能力是否充分。三是货币政策依赖统一规则体系，提示我们需关注电价信号能否引导实现跨区域统筹协调，实质在于全国统一电力市场建设中各省规则口径能否有效衔接，是否存在由于电价形成机制不一致等导致的传导效率损失。

我国电力价格形成机制现状

围绕着电价信号是否清晰、发用侧响应是否充分、配套机制是否完善等，我们一方面要重点了解当前各类成员或主体的电价构成，另一方面要对电能量价格形成原理等机制现状进行研究。

电力价格构成

发电侧，当前煤电、新能源等已全面入市，已形成“现货电能量+容量+辅助服务”的多维收益结构，同时配套中长期避险机制、新能源机制电价保障、绿色价值等协同实现整体收益。电网侧，我国已形成由省级电网输配电价、区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格构成的三级输配电价体系。2025年11月，国家发展改革委修订《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2025〕1490号），在输配电价中引入容量机制，对以输送清洁能源电量为主的跨省跨区专项工程探索实行两部制或单一容量制电价。云霄直流开展了输配容量单一制收费的探索。2026年6月启动的云霄直流输电权市场化交易，标志着跨区通道从“一线一议”电能量交易升级为输电容量市场化竞价配置，交易收益抵充闽粤两省容量电费。用户侧，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、保障居民农业用电价格稳定新增损益分摊/返还、市场费用、其他费用等组成。售电公司，售电公司是衔接电能量批发侧与零售侧的纽带，在批发侧与发电企业签订购电合同，在零售侧向用户提供多样化零售套餐，通过聚合零售侧多元需求实现规模化购电优化。

从用户侧视角看，系统运行费用持续攀升而电能量价格呈下降趋势，电价构成中的各项占比正在加速调整与重构，系统运行费用已逐步上升为继电能量价格、输配电价之后需重点关注的价格构成部分。

电力市场出清机制

从市场层次看，省内电力市场的出清本质上是对省内发电资源与用电需求的供需匹配，其价格形成无需将输配电价纳入考量（即输配不参与电能量出清的价格形成过程）。而跨省跨区交易则不同，比如省间现货交易中，买方经营主体在所在节点申报分时“电力－价格”曲线后，需考虑所有交易路径的输电价格和输电网损，逐一折算到卖方节点进行出清，输配电价直接参与出清价格的形成。

从电价构成看，各成分之间的相互作用也会对出清结果产生一定影响。一方面，容量电价或容量补偿机制在各地的不统一，间接影响了电能量价格的限价或监管边界，甚至影响出清价格的形成区间。另一方面，现货市场出清价格上下限机制不一致，可能直接制约价格信号的充分释放。限价口径、上下限数值的不统一，使得不同市场的价格信号缺乏可比性，也制约了电能量价格在全国范围内的充分发现与有效传导。

影响电力价格传导成效的相关因素

由于对市场认知尚不清晰、定价逻辑尚未统一、各环节规则缺乏协同、需求侧响应不够充分等，传导成效长期受限。

关于中长期与现货市场关系的认识仍存分歧

当前电能量价格信号主要有两种形态，即中长期交易与现货交易。对二者关系的认知存在两种对立观点，一种以中长期为主，视现货为偏差市场，另一种以现货为主，将中长期定位为辅助性的财务合约。在以中长期市场建设起步的渐进式改革中，相当比例的“电改人”形成了较强的思维惯性和路径依赖，这是将中长期市场视作主市场的深层原因。但从改革演进逻辑看，中长期市场实为现货市场完善前的必要过渡，可视为“引子”或“前奏”，待现货市场成熟后，电力市场体系应基于现货价格进行设计和规范。现货价格之所以成为基准，根本在于其能直接反映电力系统的实时供需状况和分时价值，这是引导发用电资源经济流动、实现跨省跨区优化配置的最清晰信号。若我们在思想深处仍以中长期价格为主导，则传导信号也将模糊。类比货币政策，现货价格可近似作为电力市场的“利率锚”，缺乏这一共识，电价传导效率将受到显著制约，尤其在新能源高比例接入及消纳压力持续增长的当下，这一基础性认知更亟须统一。

电价形成逻辑有待进一步规范

电价结构的不协同，会通过改变电能量真实供需状况，进而影响传导效果。一是各省电力现货市场出清限价不协同。有的省份允许负电价，有的下限设为零，有的下限偏高。特别是在跨省跨区交易中，这种差异使得送受两端的价格机制难以有效衔接，部分时段价格无法充分体现供需真实差异，也无法充分实现价格信号引导下的跨省跨区新能源经济消纳。同时，多地中长期限价存在差异且与现货价格不协同，时常加剧“中长期－现货”价差风险。二是输配电价干扰电能量出清环节。对于存量电能优化来说，无论是中长期交易还是现货交易，在跨省跨区交易中，输配电价若参与到电能量出清环节，均会影响电能量环节的成交意愿，造成存量优化层面的电能配置效率损失。三是容量机制的不协同影响电量机制的跨省跨区协同。各地容量补偿标准不统一，而各省电能量限价和市场设计又往往基于本地容量补偿水平确定，导致电能量价格形成机制在各省进一步分化，使得基于电能量价格的跨省跨区电力输送缺乏口径一致的市场信号。虽然《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）已明确有序建立发电侧可靠容量补偿机制，但当前各方仍存一定分歧，整体推进缓慢。

市场规则有待进一步协同

当前市场规则与交易品种层面的不统一，是制约跨省跨区电力高效配置的关键障碍之一。在出清机制上，部分地区尚未落实节点电价机制，用户侧仅有少数省份开展了分区电价或节点电价探索，在可能导致系统运行不协同的同时，也使得用户侧难以利用节点价格差异实现用电行为的有效优化。在结算机制上，尚未全面落实现货全电量结算与中长期差价合约结算的逻辑框架，导致中长期与现货的关系界定不清。各省在现货结算规则上执行不一，在涉及跨省跨区衔接时更容易引起经济关系的错乱。此外，各省级市场在交易品种和结算科目方面仍存在较大差异，亟待在全国层面统一规范，并强化跨省跨区交易在时序等维度上的衔接。

配套机制有待进一步完善

受不同层次市场间发展节奏的错位及经营主体对电力市场认识偏差等因素影响，用户侧对于现货电价信号的响应仍不及预期。一方面，高比例新能源系统中，电价结构正重构，系统运行成本持续提升，已成为用户用电的主要组成部分之一，电能量价格占比相应下降，用户对于电能量价格变化的敏感程度可能相应下降。另一方面，售电市场作为连接批发与零售的中间环节，在实现批零电价分时传导及用户风险控制的均衡层面仍存在较大的改进空间。此外，在电力规划层面，少数用户为抢占电力资源，存在用电报装负荷申报不实或实际负荷增长严重滞后于承诺的情况，导致电网与电源资源无法得到充分利用，进一步削弱了系统整体运行效率。

强化电力价格信号传导成效的相关建议

从电价机制及市场建设层面统一共识，有效解决影响电力价格信号传导的相关问题。

明确电力现货市场的核心地位，将电力现货价格作为电力资源优化配置的核心信号

理顺中长期交易与现货市场之间的关系，回归中长期合约作为避险工具的本质属性，同时有序推进电力期货试点，为市场主体提供多元化的风险管理手段。在此基础上，进一步强化现货市场的价格发现功能，依托清晰的现货电价信号引导电力资源优化配置，确保电价传导机制畅通高效。最终，依托更为精准的供需价格信号，推动新能源在省内及跨省跨区层面实现充分消纳，提升电力系统整体运行效率。

进一步规范电价构成及形成逻辑，筑牢电力跨省跨区经济流动的基础

从限价标准、输配机制、容量补偿机制三个层面推进配套规则的协同优化。一是规范限价标准，提升限价制定的科学性。在省级与区域层面推进限价标准的协同衔接，同时做好中长期限价与现货限价的协同，避免因限价机制不合理导致资源配置效率损失。二是优化输配机制，加快推进跨省跨区送电输配电价研究。按照相关文件要求，探索单一容量制或两部制电价在跨省跨区输电中的适用路径，同时兼顾公平和不同区域用户的承受能力，减少输配机制层面对电力灵活互济效率的制约。三是凝聚容量机制相关共识，按照114号文要求，推动各地加快建立可靠容量补偿机制，配套完善电能量限价及监管规则，促进各项规则在全国各省及区域间的协同衔接。

进一步推动市场规则的完善协同，规范电力交易、出清、结算全流程

从交易结算规则、调节能力培育、跨省跨区资源配置三个层面协同推进机制优化。一是加快推动相关规则的统一与协同。全面践行现货全电量结算的市场逻辑。加快落实全国统一的结算科目标准，统一跨省跨区与省内交易在主体注册、交易申报、出清、信息披露等环节的规则，消除省间制度壁垒，确保价格信号在全国范围内顺畅传导。二是科学培育发用侧灵活调节能力。充分发挥虚拟电厂等新业态对可调节资源的聚合优化作用，加强电价预测技术研发应用，通过价格信号有效引导发用侧资源积极响应现货价格变化，形成规模化调节能力。同步完善辅助服务市场机制，通过经济激励充分调用系统中有调节意愿及能力的资源。三是优化跨省跨区资源配置。充分发挥价格信号对省间电力互济的引导作用，通过省间现货市场持续提升电力资源跨区域配置效率，拓展新能源消纳空间。

进一步完善配套机制，提升用电侧的响应成效

深入落实相关政策，依据现货市场形成的峰谷时段执行分时电价。试点引入峰荷责任法对系统运行费等中的容量电费等进行分摊，充分响应现货电能量价格峰谷信号，推动将供需紧张时段的真实成本传导至终端，进一步释放用户侧调节潜力。在增量电力规划中进一步强化现货价格的导向作用，充分挖掘现货价格所反映的实际消纳状况、系统调节能力及市场相关变化，将价格信号作为规划研判的重要依据。同时，加强用户侧负荷规划管理，可借鉴泰国等国家经验，对高耗电类项目探索建立银行担保或资产抵押等履约保障机制，督促投资方履行用电承诺，防范因实际负荷增长不及预期而导致的网源资源闲置风险。

来源：赵浩林   电联新媒