引子：浙江高耗能企業(yè)電價大幅上調(diào)
5月16日，浙江省發(fā)改委和浙江省能源局聯(lián)合發(fā)布了關(guān)于征求《省發(fā)展改革委 省能源局關(guān)于調(diào)整高耗能企業(yè)電價的通知(征求意見稿)》意見的通知?！墩髑笠庖姼濉分幸髮Σ糠址蠗l件的高耗能企業(yè)電價提高0.172元/千瓦時，自2022年7月1日執(zhí)行，截至2022年12月31日。
至于提高高耗能企業(yè)電價的原因，浙江發(fā)改委和能源局也給出了解釋。根據(jù)《2022年迎峰度夏電力保供攻堅行動方案》，2022年浙江省天然氣發(fā)電、需求側(cè)響應(yīng)預(yù)計增加成本約74.25億元。其中天然氣發(fā)電成本增加60.57億元，需求側(cè)響應(yīng)增加成本13.68億元。按照全額疏導(dǎo)下半年天然氣發(fā)電增加成本和疏導(dǎo)一半需求側(cè)響應(yīng)增加成本考慮，共計67.41億元。
為什么有這么多的成本?為什么要由高耗能企業(yè)來承擔這部分成本呢?
先說成本從哪來的問題。顯然，天然氣發(fā)電的成本增加是最主要的問題。目前浙江省的天然氣發(fā)電繼續(xù)執(zhí)行兩部制電價，電量電價實行氣電聯(lián)動，按照天然氣到廠價(含管輸費)除以4.9(9F、6F機組)或4.5(9E、6B機組)計算。2022年以來，天然氣價格持續(xù)攀升，氣電電量電價也隨之水漲船高，極端時已達2元/千瓦時。這就是成本的主要來源。
那為什么要高耗能企業(yè)來承擔呢?很大程度上是因為高耗能企業(yè)在電力市場中具備天然的優(yōu)勢。由于用電負荷穩(wěn)定，電量巨大，所以高耗能企業(yè)往往議價能力強，可以從電廠或者售電公司中獲得更優(yōu)惠的價格。而發(fā)改委1439號文中規(guī)定了“高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制”，本意在于避免高耗能企業(yè)入市后獲得優(yōu)惠，通過電價調(diào)控高耗能企業(yè)發(fā)展。
從2023年起，上述高耗能企業(yè)電價由市場化交易決定，且不受上浮20%限制。
購電成本上升，電價水漲船高
以國家電網(wǎng)為例，去年12月以來，按照1439號文和809號文要求，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)各省級電網(wǎng)公司開展首次代理購電交易。
去年12月和2022年1月，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)代理工商業(yè)用戶售電量分別達到1420億千瓦時和1216億千瓦時，分別占總售電量的32%和26%。
從代理價格來看，電網(wǎng)代理購電均價高于批發(fā)市場均價，與零售用戶均價持平。去年12月、今年1月，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營范圍內(nèi)各省(區(qū)、市)代理購電均價分別為433.65元/兆瓦時、439.16元/兆瓦時(不含優(yōu)購損益等)，較批發(fā)市場(大用戶+售電公司)購電價格高13~15元/兆瓦時，較零售用戶購電均價高0.5~0.8元/兆瓦時，基本持平。造成上述價格差的主要原因是優(yōu)發(fā)電量與優(yōu)購電量的不匹配。
國網(wǎng)一季度財報也印證了上面的數(shù)據(jù)。從財報來看，國網(wǎng)購電的成本也在增加。一季度營業(yè)成本7438億元，去年同期6354億元，同比上升幅度超過17%。
一季度全社會用電量同比增長5%，加上其他因素，如去年8月陜西省地方電力集團公司合并入國網(wǎng)陜西省電力公司，每年會產(chǎn)生數(shù)百億千瓦時的增量。
剔除前面全社會用電量的增長和其他因素，可以大致估算國網(wǎng)區(qū)域平均電價水平大約上升10%，成本上升的幅度略超過收入增長。
電價還會再漲嗎?
首先是接受電是商品，商品價格會隨著供求關(guān)系而變化，而不再是之前的目錄電價(去年已經(jīng)取消)，長期不變。在良好的價格傳導(dǎo)機制下，終端用戶的用電價格將會隨著電力生產(chǎn)成本和供求關(guān)系而變化。
北京電力交易中心總經(jīng)理史連軍在中電聯(lián)2022年經(jīng)濟形勢與電力發(fā)展分析預(yù)測會上表示，電力市場建設(shè)面臨的挑戰(zhàn)之一是如何保障電力價格穩(wěn)定，需要促進一二次能源價格合理傳導(dǎo)，理順一二次價格傳導(dǎo)機制，緩解“煤-電頂牛”問題，促進燃料成本向終端用戶合理疏導(dǎo)。
從去年10月國家發(fā)改委發(fā)布的燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整通知來看，波動是雙向的，上下都是20%，將來如果電煤價格下降，甚至觸及歷史底部，出現(xiàn)-20%的報價也并非不可能，和目前按照頂格上浮+20%報價來看，一正一負就是40%的差距，對于由電網(wǎng)代理購電的用戶來說，電價下降帶來的震撼將和現(xiàn)在遇到的電價上升同樣，甚至超出。
電力市場建設(shè)也在不斷完善。在“雙碳”目標下，各類電源功能定位的變化造成電力商品價值的精細化和差異化，在電能量價值的基礎(chǔ)上，將進一步細分出電力容量價值、調(diào)節(jié)價值和綠色價值。
南方區(qū)域新版“兩個細則”(南方區(qū)域《電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《電力輔助服務(wù)管理實施細則》)(征求意見稿)》近日公開征求意見，此次發(fā)布的細則體系復(fù)雜，對原版進行了多項突破，建立了風電、光伏、新型儲能、可調(diào)節(jié)負荷的專項細則，在參與主體、輔助服務(wù)品種等方面進行了大幅擴維，確立了輔助服務(wù)補償與分攤的新原則。
對高耗能行業(yè)來說，差別電價、階梯電價、懲罰性電價是目前差別化電價政策的主要手段。但是，在國家層面，已經(jīng)確定要創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變。
高耗能行業(yè)在電力市場天然具有優(yōu)勢，是穩(wěn)定的大用戶，議價能力很強。從綠電消納、能效水平來確定電價，或許更公平。
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