长期征集
日子很难，生活不容易，每个人都有自己的苦，有苦说不出的感觉，受苦的人最懂。
和吃苦相比，有苦难言，无人问津，可能比苦本身还难受。
重生之后，叶檀老师变了很多，变得能吃苦，吃自己的苦，吃别人的苦。
她说，有苦我们一起分担。
每周六，叶檀老师都会亲自回复，并在公众号上发出，有苦难言的朋友，如果你也想和叶檀老师倾诉，把你的故事，发送到邮箱yetanbusiness@163.com，叶檀老师看到，一定会回复。
记住，这世界还有人，关心你，在乎你，理解你。
文/青城桢楠
近期，中国出现一个历史上从未出现过的奇怪现象，用电需求创新高，电价却跌了。
烈日炎炎，空调满负荷运转，各地用电需求不断创出新高。
（图源：AI生成）
据央视财经等媒体的报道，7月4日，全国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，比6月底上升约2亿千瓦，比去年同期增长接近1.5亿千瓦，创历史新高。其中，华东电网负荷达4.22亿千瓦，空调负荷占比约37%。
另据南方电网的数据，7月9日下午5点，南方电网最高电力负荷达2.52亿千瓦，突破历史极值。
目前，广东、江苏、山东、安徽、河南、湖北等省的用电负荷先后创出新高，从发展趋势来看，创新高的省份会越来越多。
电力需求如此旺盛，市场化的电价该涨了吧？
不仅没涨，反而异常低迷。据北极星售电网报道，江苏省电力交易中心发布的数据显示，2025年1至7月，江苏电力集中竞价交易成交电量合计447.77亿千瓦时，成交均价390.66元/兆瓦时。
390.66元/兆瓦时，比2024年同期的成交均价足足跌了44.19元/兆瓦时。
6月的均价更是惊掉下巴。312.8元/兆瓦时的水平比2024年同期下跌了近100元/兆瓦时。
江苏的情况不是个案，广东等其他用电大省出现类似的情况。
用电需求如此旺盛，电价却不涨反跌，如此情况，史无前例。
革命性突破，电力价格彻底市场化
绿色通胀没来，绿色通缩来了？
过去很长一段时间，世界流行绿色通胀概念。意思是，随着光伏等绿色能源的崛起，人类会面临各种资产价格的上涨，从能源到商品，从电力到服务。
绿色能源发展最迅猛的中国，实际情况是，绿色通胀早已消失，取而代之的，是绿色通缩。
（图源：AI生成）
7月10日，国家统计局给出了官方版本的能源价格下跌解释，认为是绿电带来的能源价格下跌。太阳能、风能等能源供给增多，导致电力热力生产和供应业价格走弱。
新能源增多降低了煤炭的需求，但煤炭行业没有因此而减产，这就导致煤炭加工价格下降，煤炭开采和洗选业价格下降。
绿电带来的综合负价格效应，导致当月PPI下拉0.15个百分点。
为什么2023年、2024年没有绿电负效应，2025年却出现了？
2025年，才是真正意义上的电力市场化。
2025年2月9日，发改委、能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，业内称为“136 号文”的文件，里面明确写道：
新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
在现货市场中，放宽限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动，由省级价格主管部门确定。
国家能源局的数据显示，2024年全国有超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳。
2025年开始，新能源项目全部进入电力市场，意味着一次历史性的跃迁。
据南方电网报5月30日的文章，新规落地后，发电侧 80%的装机容量、80%以上发电量、用户侧 80% 左右的用电量，全部进入电力市场。
（图源：AI生成）
这是实质性的改变。
不少机构认为，“136 号文”的落地，意味着过去新能源的补贴模式彻底终结，两套电价完全打通。
打通意味着，彻底改写火电为主的定价体系，光伏等新能源价格会逐步成为中国电力市场的新锚。
据国泰海通证券整理的光伏发电价格趋势，2011年至今，光伏发电价格下跌超过80%。
2025年4月，山东分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时，创下中国电力市场化改革以来的最低纪录。
2025年广东等地的火电长协价格多在400元/兆瓦时。
0.0159 元/千瓦时约合15.9 元/兆瓦时，彻底击穿400元/兆瓦时的火电基准价格。平均价格的趋势性下滑，是火电无法抗衡的。
当然，光伏等新能源发电存在明显的波峰波谷，临近中午发电最多，到了晚上基本歇菜。
一个更为复杂的情况是，电力市场的区域联动，导致新能源的供给冲击进一步放大。
证券时报7月10日的文章称，中国电力市场正式进入“电商时代”。
多家售电企业表示，已经快速参与到南方区域电力市场交易中。主流模式是在白天光伏等新能源发电高峰期，采购来自广西、云南等地价格较低的绿电，用于广东等地的制造业生产。
文章援引某华北电力大学能源专家的话，“电价不再一成不变，而是像超市商品一样，根据供需情况（价格）随时跳动。要想实现分时电价、实时交易，其实非常困难，比如，广西的水电想卖给广东哪家企业、通过哪条线路传输，背后涉及各类复杂问题，需要强大算法计算、优化，这有赖于技术突破。”
据国家能源局的数据，2024年，中国跨省跨区市场化交易电量已达1.4万亿千瓦时，比2016年增长十余倍。
全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%提升至63%，实现了从传统“计划电”向“市场电”的稳步转型。
另据国网能源研究院报告，2025年全国新能源发电装机占比将突破45%，清洁能源正从“补充电源”加速向“主力电源”转型，这是电力革命的历史性转变。
（图源：AI生成）
关注中国电力变化的，不止国内。
英国金融时报近期发表专题报道，称中国正在创造人类文明史上首个真正意义上的\"超级电力王国\"。
2024年的最新统计数据显示，中国发电总量历史性地跨越了10万亿千瓦时大关，相当于全球总发电量的30%左右，是美国的2.5倍，印度的5倍。
新能源的快速发展是中国发电量这些年崛起的主要动力，未来则是核能。
金融时报说，全球唯一实际投入运行的第四代核能系统——钍基熔盐实验堆，会给中国电力的发展提供新的可能。
最近一段时间，可控核聚变技术在股市非常热。如果可控核聚变技术落地，可能，电力问题就再也不是问题了。
2025年6月2日，《中国能源报》特意发表了一篇文章，标题是，可控核聚变技术何时商业化？
作为能源体系的官媒，《中国能源报》对可控核聚变的态度具有标志意义。
（图源：AI生成）
文章写到，2025年以来，中国可控核聚变技术商业部署按下“快进键”。3月，我国核聚变装置BEST首块顶板顺利浇筑，标志着BEST全面进入分区完工、分区交付的阶段；5月，BEST在安徽合肥开启工程总装，较原计划提前两个月，预计2027年建成、2030年实现发电。
作为全球首个紧凑型聚变实验装置，BEST采用模块化设计，体积比传统装置如国际热核聚变实验堆（ITER）缩小40%，但聚变功率密度提升3倍，计划2027年验证能量净增益，即输出能量超过输入能量，为聚变发电商业化提供关键数据，2035年建成聚变工程示范堆，2050年前实现聚变能商业化发电。
2050年，对火电等能源来说，未来的结局已经注定了。
火电企业降价抢生意
回到文章的主题。
2025年，用电需求大涨、电价大跌的另一重要原因是，火电被动参与卷价格。
海通证券在一篇研报中写道，电价大幅下降，已经成为影响新能源稳定收益的最大风险，导致原有经济性测算模型被彻底颠覆，行业收益率大幅下滑。
随着2025年电力市场化的完全推进，过去井水不犯河水的新老能源，进入遭遇战。
亏麻了的新能源，不止颠覆新能源自身，更影响到以火电为主的传统能源。
7月2日，上海证券报在一篇文章中援引市场人士的分析，称火电企业为抢占市场份额，将成本的压力传导给煤炭上游，同时以地板价成交换取基数电量，再通过容量补偿、调峰服务等渠道弥补亏损。这成为一种以量换价的策略。
以量换价，所有竞争激烈的行业必然出现的名词，最终还是出现在了电力行业的舞台上。
如果说，硅料价格是新能源发电的电价锚，那煤炭就是火电发电的价格基石。某种程度上，硅料和煤炭的价格变动，决定了新老能源的替换速度。
和硅料相比，煤炭先天不足。原因很简单，光伏行业巨头们大多是垂直一体化的，不同环节的博弈，早已化作综合收益的考量。硅料可以亏，不亏组件就行。
另外，光伏行业在制造端以民企为主，为了份额，可以不惜代价。在发电端，国企是主流，制造端越便宜，发电端越开心，制造和发电的博弈从来是一面倒。
但煤炭和火电行业就不同了，同为国企，都有焦虑，都不能长期亏，你好了我就不好，你赚了我就亏了，一环套着一环，长期在焦灼中博弈。
每年火电企业都会和煤炭企业签订长协价，就是煤—电价格博弈之后采取的折中价，尽可能保障彼此的利益，保障长期的销量。
新能源的冲击，让长协价有了新的变化，天平逐步朝着电力企业倾斜。
据中国能源报的文章，2025年长协煤延续“基准价+浮动价”的定价机制，但浮动价参考指标在原有的三个指标基础上，重新加入中国电煤采购价格指数（以下简称CECI）。
业内人士表示，CECI属于发电侧定价指数，价格波动幅度较原有指数更大，重新纳入参考指标或加大长协煤价波动幅度。
煤炭企业做梦都想不到，影响自己利益的除了同行，火电，还有光伏企业，硅料价格。
（图源：AI生成）
7月14日，中国煤炭运销协会官方发文称，煤炭企业要充分认识煤炭供需形势错位失衡的严峻性和复杂性，严格落实电煤中长期合同制度，加强行业自律，整治内卷式竞争，促进煤炭市场供需平衡。协会将一如既往地做好政府和企业之间的桥梁纽带，与煤炭企业携手应对风险挑战，促进煤炭行业高质量发展。
这则消息被看作是，煤炭企业拉开反XX的大幕，煤炭上市公司的股价均有积极反应。
事情没那么简单，煤价早已身不由己。
2025年初的时候，我们曾经撰文《11年来首次，如此重要的变化，竟无人知晓》，当时中国正在囤煤，增加能源安全性。
众所周知，中国对原油的依赖度超过70%，为了能源自主，煤炭是最具调节性的战略手段。
在老川上任前，2024年4月，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》，提出到2027年，初步建立煤炭产能储备制度，有序核准建设一批产能储备煤矿项目，形成一定规模的可调度产能储备；到2030年，力争形成3亿吨/年左右的可调度产能储备。
为了囤煤，中国不仅开足马力生产煤炭，还大量进口蒙古、俄罗斯、澳大利亚、印尼等地的低价煤炭。
据物流启示录公众号整理的数据，2024年，我国进口煤及褐煤进口数量达到5.4270亿吨，同比增长14.4%，为历史最高。
2025年进口数量有所下降，但依然保持在历史高位。
据海关总署7月14日的数据，截至6月份，中国进口煤及褐煤1.7亿吨，同比下滑11%。
在进口保持高位的同时，国内煤炭生产也持续创出新高。据国统局数据，2024年，我国规上工业原煤产量47.6亿吨，同比增长1.3%，连续第四年创下历史新高。
7月7日，中国煤炭工业协会的数据显示，2025年前5个月，中国累计生产原煤19.9亿吨，同比增加1.1亿吨。
增速加快，产量再创新高，这是为了能源安全，煤炭生产环节不存在供给侧改革。
但煤炭价格在下跌。天风证券观察到，2025年因为财政压力，煤炭大省出现“以量补价”现象。举例来说，2025 年 3 月 11 日，山西省吕梁市召开的经济运行调度会强调，要坚持“以量补价、以非煤补煤、以一产三产补二产”的工作思路。
在火电企业、地方政府、能源安全等多重因素下，动力煤价格中枢不断下移。
据我的钢铁网数据，截至7月14日，主要产地的动力煤价格均比年初下降30%左右。煤炭大省如果跟不上绿色步伐，没有新能源高科技加持，日子会越来越难过。
绿电，在不远的将来会代替火电
煤价不断下降，对火电企业形成利好，但长期来看，如此利好杯水车薪。
2025年6月30日，营口市工信局发布的文章显示，中国火电在经历一场剧烈的结构性变革。
文中援引2025年《新一代煤电升级方案》称，该方案划出硬指标，新建机组必须具备30%深度调峰能力。
白天为光伏调峰，夜间化身基荷电源，这种\"新能源配角\"定位，将是未来的趋势。
文章还援引2024年《煤电低碳化方案》，明确要求2025年后新机组必须预留脱碳接口，这意味着煤电正从\"能量生产者\"转型为\"碳管理平台\"，这是从\"电源主体\"到\"应急备胎\"的定位降级。
文章还表示，2025年一季度，风光装机14.82亿千瓦首超火电的14.44亿千瓦，这是火电退场的倒计时。
测算显示，2030年如果碳价突破100元/吨，现役火电机组度电成本将增加0.03元，而未配CCUS（碳捕捉）的新机组碳成本更高。
因为碳成本驱动，火电可能遭遇历史性的\"绿色退场\"。
据中电联7月10日发布的《中国电力供需分析报告》，2025年全国新投产发电装机容量将达到6.6亿千瓦，比上年大增53.2%，再创历史新高。
其中光伏+风电合计占比接近8成，是火电的4倍。
在低价绿色能源如此凶猛的攻势下，火电的未来早已注定。火电电价，也许会在不久的将来，逐步失去价格意义，无影无形。
中国在全球率先进入绿色电力王国。
很魔幻对吗？但这，就是中国。
（图源：AI生成）
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作者：青城桢楠编辑：旦旦
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