正確認(rèn)識(shí)用戶電價(jià)形成方式
國家統(tǒng)一規(guī)定，用戶用電價(jià)格主要包括居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)用電（除執(zhí)行居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價(jià)格以外的用電）三類。
2021年10月電價(jià)市場(chǎng)化改革后，對(duì)于不同用戶存在兩種價(jià)格機(jī)制。
一是政府定價(jià)。主要是居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電仍執(zhí)行政府目錄電價(jià)，無論上游購電價(jià)格如何變化，用戶電價(jià)始終維持較低水平不變（關(guān)聯(lián)）。
二是市場(chǎng)競(jìng)價(jià)。主要是工商業(yè)用戶目錄電價(jià)取消，全部由市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)制形成，用電價(jià)格根據(jù)電力供需形勢(shì)產(chǎn)生波動(dòng)變化。
對(duì)于市場(chǎng)化用戶而言，無論是直接進(jìn)入市場(chǎng)的用戶，還是通過電網(wǎng)代理購電的用戶，用戶用電價(jià)格組成都是一致的，即：
到戶電價(jià)=上網(wǎng)電價(jià)（發(fā)電企業(yè)收入）+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用（發(fā)電企業(yè)收入）+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用（發(fā)電企業(yè)收入）+輸配電價(jià)（電網(wǎng)企業(yè)收入）+政府性基金及附加（國家財(cái)政收入）
因此，電價(jià)市場(chǎng)化改革后，徹底實(shí)現(xiàn)了“放開兩頭、管住中間”的改革目標(biāo)，工商業(yè)用戶電價(jià)高低及產(chǎn)生波動(dòng)，主要取決于上游電源結(jié)構(gòu)（燃煤、燃?xì)?、新能源及外購電電量比重）及?duì)應(yīng)的電價(jià)水平。
電源側(cè)上游價(jià)格的波動(dòng)全部傳導(dǎo)至下游工商業(yè)用戶，電網(wǎng)企業(yè)千方百計(jì)做好上游購電成本的控制工作，最大限度減少上游漲價(jià)帶給用戶的成本壓力。
電網(wǎng)企業(yè)每提供一度電只收取固定的輸配電價(jià)，專注于做好中間的輸配電服務(wù)和安全供電工作。悠悠萬事，唯此為大！
客觀看待電力保供常態(tài)化形勢(shì)
“雙碳”能源轉(zhuǎn)型過程中，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時(shí)段電力需求的剛性增長，新能源發(fā)電和用戶負(fù)荷側(cè)用電在時(shí)間上難以有效匹配，新能源發(fā)電的不穩(wěn)定特性和負(fù)荷側(cè)用電的不確定性矛盾始終存在，也就意味著時(shí)段性缺電和系統(tǒng)平衡風(fēng)險(xiǎn)始終存在，這就一定程度上決定了尖高峰時(shí)期電力保供的必然性、常態(tài)化。
通俗而言，“雙碳”目標(biāo)下，電力系統(tǒng)兩頭靠天吃飯?zhí)匦匀找嫱怀觥?br />
在供應(yīng)端，天氣的陰晴不定、風(fēng)力的時(shí)強(qiáng)時(shí)弱都會(huì)對(duì)光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電產(chǎn)生影響，隨著新能源裝機(jī)規(guī)模和占比的不斷提高，這種強(qiáng)隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性特征更加凸顯。同時(shí)，比較穩(wěn)定的燃煤火電機(jī)組等傳統(tǒng)電源受制于低碳目標(biāo)限制而不可能等比例擴(kuò)大規(guī)模。
在需求端，近年來高溫、少雨等天氣對(duì)用電的影響也越來越突出。在電煤不足、來水不力、風(fēng)光不濟(jì)等因素共同影響下，預(yù)計(jì)未來較長時(shí)期內(nèi)，區(qū)域性、時(shí)段性供需矛盾仍需著力解決，電力保供將呈現(xiàn)新常態(tài)、長期化、艱巨化。
從湖北的實(shí)際情況來看，省內(nèi)較為穩(wěn)定的火電電源結(jié)構(gòu)和用電量增長匹配度并不一致。
截至2023年7月，我省發(fā)電裝機(jī)容量突破1億千瓦。其中：風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)容量0.27億千瓦，占比26.8%，較2015年裝機(jī)容量增長14倍，占比提升24個(gè)百分點(diǎn)，電力“含綠量”逐年提升。
從2019-2023四年時(shí)間來看，風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)容量增加約1700萬千瓦、增長170%，燃煤發(fā)電裝機(jī)容量增加約400萬千瓦、增長12.5%，水電發(fā)電裝機(jī)容量僅增加約100萬千瓦、增長2.7%。
新能源裝機(jī)規(guī)模突飛猛進(jìn)，傳統(tǒng)能源相對(duì)原地踏步！
全社會(huì)用電量來看，2023年預(yù)計(jì)2800億千瓦時(shí)，較2019年2214.30億千瓦時(shí)增加了585.7億千瓦時(shí)、增長26.5%。
從電力規(guī)劃和實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)來看，未來用電量增長主要依靠新增風(fēng)光新能源項(xiàng)目來解決。
新能源電力具有波動(dòng)性和不穩(wěn)定的特性，由于風(fēng)力和太陽光照強(qiáng)度隨時(shí)在變化，上述自然現(xiàn)象很難人為控制，不確定性較大，因此導(dǎo)致了風(fēng)、光發(fā)電的隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性，這一特征必然導(dǎo)致新能源發(fā)電量與穩(wěn)定增長的用電量不匹配。
以光伏發(fā)電為例，中午由于太陽高度較高，輻照強(qiáng)度較好，光伏發(fā)電出力較大，而一般中午由于午休、吃飯等因素，會(huì)出現(xiàn)電力供給大于需求的情況。而在一天的傍晚及晚上，由于太陽落山了，光伏不發(fā)電了，而此時(shí)正是用電高峰，如果沒有其他發(fā)電端出力，就會(huì)出現(xiàn)用電負(fù)荷大于發(fā)電出力，電力需求大于供給的情況。
因此，“雙碳”能源轉(zhuǎn)型過程中，在儲(chǔ)能電站尚不能大規(guī)模有效地發(fā)揮調(diào)節(jié)性電源作用情況下，階段性缺電和系統(tǒng)平衡風(fēng)險(xiǎn)始終存在，尖高峰時(shí)期電力保供呈現(xiàn)必然性、常態(tài)化。
理性分析影響電價(jià)水平的三個(gè)主要因素
用戶電價(jià)水平主要受上網(wǎng)電價(jià)及用戶能效管理等多種因素影響。其中，上網(wǎng)電價(jià)是影響用戶電價(jià)水平的主要因素。
一、電力系統(tǒng)整體供應(yīng)成本呈大概率上漲趨勢(shì)。新能源快速發(fā)展從多個(gè)方面推高電力供應(yīng)成本。
電源方面，為應(yīng)對(duì)新能源出力波動(dòng)性和不穩(wěn)定性，要求可調(diào)機(jī)組承擔(dān)更多調(diào)頻、快速爬坡、頻繁啟停（類似于汽車在市內(nèi)道路行駛過程中走走停停，油耗高）等輔助服務(wù)，推高系統(tǒng)平衡成本。
新能源“大裝機(jī)、小電量”特征，要求電力系統(tǒng)保留足夠多的備用發(fā)電機(jī)組，填補(bǔ)季節(jié)性、地域性和時(shí)段性新能源出力缺口，帶來更多的備用成本。
即使是水電，也存在季節(jié)性豐水、枯水問題，也需要足夠的火電機(jī)組備用。
2022年四川省7、8月份缺電，就是汛期反枯導(dǎo)致水電大幅度減發(fā)而常規(guī)火電機(jī)組備用不足導(dǎo)致的。
電網(wǎng)方面，新能源富集區(qū)遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)能源基地遠(yuǎn)距離輸送，陸上或海上新能源基地接網(wǎng)，推動(dòng)電網(wǎng)資產(chǎn)投入和成本增加。
舉例說明，一座60千瓦燃煤火電機(jī)組，年發(fā)電量約30億千瓦時(shí)，并網(wǎng)接入發(fā)電時(shí)，電網(wǎng)企業(yè)只要投資建設(shè)一條接入線路即可。但是，要接入同樣30億千瓦時(shí)發(fā)電量的風(fēng)、光新能源項(xiàng)目，可能需要同時(shí)接入30個(gè)項(xiàng)目、建設(shè)30條接入線路，風(fēng)、光發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)導(dǎo)致電網(wǎng)投資幾十倍增加，“雙碳”轉(zhuǎn)型提高電力投資成本由此可見一斑。
另外，由于全國性缺電，催生了省間現(xiàn)貨價(jià)格上漲，為了確保電網(wǎng)安全和電力供應(yīng)，不得不購進(jìn)省外高價(jià)電，導(dǎo)致用戶用電成本進(jìn)一步上升。
二、上游發(fā)電側(cè)能源資源結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致上網(wǎng)電價(jià)水平較高。
從電量占比看，我省火電、風(fēng)光新能源等高價(jià)電量合計(jì)占比約為75%，是影響上網(wǎng)電價(jià)高低的主要因素。而上網(wǎng)電價(jià)在用戶電價(jià)構(gòu)成中占比約70%，其水平的高低變動(dòng)又是影響用戶電價(jià)水平的主要因素。
燃煤基準(zhǔn)價(jià)高，進(jìn)入市場(chǎng)后漲價(jià)幅度大，推高上網(wǎng)電價(jià)水平。我省是能源資源匱乏省份，缺煤、少油、乏氣，煤炭對(duì)外依存度達(dá)到99%。國家發(fā)改委核定我省燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.4161元/千瓦時(shí)，位居全國第5。市場(chǎng)化改革后，燃煤發(fā)電全部進(jìn)入市場(chǎng)，上網(wǎng)電價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)上浮20%左右，每千瓦時(shí)漲價(jià)8.32分，推高了用戶用電價(jià)格。同時(shí)，風(fēng)光等新能源按政策規(guī)定，上網(wǎng)電價(jià)與本省燃煤基準(zhǔn)價(jià)掛鉤，也執(zhí)行0.4161元/千瓦時(shí)電價(jià)。
我省火電、風(fēng)光新能源等高價(jià)電量占總電量的比重約75%，基數(shù)大、電價(jià)高，對(duì)用戶電價(jià)的影響更為凸顯。
由于電煤價(jià)格上漲導(dǎo)致燃煤基準(zhǔn)價(jià)入市后漲價(jià)20%，這是2022年工商業(yè)電價(jià)較2021年普遍上漲的政策性原因。
由于我省燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.4161元/千瓦時(shí)在全國處于第五高水平，這是導(dǎo)致我省工商業(yè)電價(jià)在全國比較靠前的資源性因素。
三、企業(yè)能效管理意識(shí)差別導(dǎo)致每個(gè)用戶電價(jià)水平存在差異。
用戶自身能效管理意識(shí)及對(duì)電價(jià)政策的響應(yīng)能力，也會(huì)導(dǎo)致不同企業(yè)電價(jià)水平產(chǎn)生高低差異。企業(yè)對(duì)國家電價(jià)政策解讀不夠準(zhǔn)確，沒有及時(shí)調(diào)整用電生產(chǎn)計(jì)劃，導(dǎo)致企業(yè)用電成本高。這方面可能存在以下原因：
一是沒有正確選擇兩部制電價(jià)方式，沒有及時(shí)調(diào)整基本電費(fèi)執(zhí)行方式，導(dǎo)致負(fù)荷率偏低，電費(fèi)成本增加。
于大工業(yè)兩部制用戶，按規(guī)定要繳納電度電費(fèi)和基本電費(fèi)，其中基本電費(fèi)根據(jù)用戶變壓器報(bào)裝容量收取，用戶用電報(bào)裝容量要與產(chǎn)能相匹配，避免過度報(bào)裝、擠占社會(huì)公共資源，“大馬拉小車”會(huì)帶來度電基本電費(fèi)水平過高。
二是沒有利用好峰谷電價(jià)政策，及時(shí)調(diào)整生產(chǎn)計(jì)劃、生產(chǎn)方式。工商業(yè)用戶還執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)政策，谷時(shí)段用電、電價(jià)下?。ㄏ赂≈?.48倍，1、7、8、12月份下浮至0.45倍），峰時(shí)段用電、電價(jià)上?。ㄉ细≈?.8倍，1、7、8、12月份上浮至2倍）。
企業(yè)生產(chǎn)用電特性和工作時(shí)序安排可能導(dǎo)致峰谷電量比重失衡——高價(jià)的峰段電量相對(duì)多、低價(jià)的谷段電量相對(duì)少，也影響最終電價(jià)水平。
三是沒有精準(zhǔn)制定每月用電計(jì)劃，實(shí)際直接交易電量與售電公司或發(fā)電企業(yè)簽訂的合同電量偏差產(chǎn)生偏差考核賠償，這也是個(gè)別企業(yè)用電成本較高的原因。
不同省份的電價(jià)水平受到多種因素的影響，如能源結(jié)構(gòu)、能源成本等。一般來說，煤炭油氣資源短缺省份的電價(jià)高于能源富裕的省份，環(huán)境保護(hù)要求嚴(yán)格省份的電價(jià)高于要求寬松的省份等。
從四個(gè)方面用好保供及降成本政策工具
從用戶側(cè)來看，可依據(jù)國家出臺(tái)的現(xiàn)行電價(jià)政策，通過加強(qiáng)能效管理的方式，從四個(gè)方面用好用足電價(jià)政策工具，既能配合國家落實(shí)保供的目標(biāo)，又能打造優(yōu)化營商環(huán)境用能成本洼地，減輕企業(yè)用能成本負(fù)擔(dān)。
一、用好峰谷分時(shí)電價(jià)“8小時(shí)低電價(jià)”政策。為引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電、削峰填谷，提高電力系統(tǒng)利用效率，我省于2022年底出臺(tái)了季節(jié)性峰谷分時(shí)電價(jià)政策，在用電負(fù)荷緊張的月份（12月、1月、7月、8月）進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差，低谷時(shí)段時(shí)長達(dá)到8小時(shí)，電價(jià)倍率由0.48降低至0.45，谷段電價(jià)由0.38元降低至0.36元。
企業(yè)可根據(jù)實(shí)際情況，合理安排生產(chǎn)時(shí)間，或者合理配置儲(chǔ)能設(shè)備等方式，通過錯(cuò)峰用電、多用低谷低價(jià)電降低用能成本。
二、用好兩部制用戶“容量或需量電價(jià)可選”政策。工商業(yè)兩部制電價(jià)用戶按規(guī)定要繳納電度電費(fèi)和基本電費(fèi)?；倦娰M(fèi)有兩種計(jì)價(jià)方式，一種是按容量計(jì)費(fèi)法，另一種是按需量計(jì)費(fèi)法，10kv兩部制客戶基本電費(fèi)，按照變壓器容量計(jì)算26.3元/千伏安·月，按照用電最大需量計(jì)算是42元/千瓦·月，企業(yè)要加強(qiáng)能耗管理，善于優(yōu)化比較，根據(jù)實(shí)際的運(yùn)行容量選擇計(jì)費(fèi)方式。
譬如，某10kv兩部制用戶的變壓器容量為1000千伏安，月基本電費(fèi)計(jì)算方式比較如下：
如果最大需量值為700千瓦：
按容量計(jì)費(fèi)法，基本電費(fèi)為1000x 26.3=26300元，
按需量計(jì)費(fèi)法，基本電費(fèi)為700x 42=29400元。
29400>26300，這種情況，選擇按容量計(jì)費(fèi)方式更劃算。
如果最大需量值為600千瓦：
按容量計(jì)費(fèi)法，基本電費(fèi)為1000x26.3=26300元，
按需量計(jì)費(fèi)法，基本電費(fèi)為600x 42=25200元。
25200<26300，這種情況，選擇按需量計(jì)費(fèi)方式更劃算。
所以，用戶要根據(jù)自身企業(yè)的用電負(fù)荷情況，精心開展成本測(cè)算和比較，適時(shí)選擇合理的容（需）量計(jì)費(fèi)方式，盡最大限度減少基本電費(fèi)支出，降低企業(yè)用能成本。
三、用好“單一制或兩部制電價(jià)執(zhí)行方式可選”政策。國家最新的電價(jià)政策規(guī)定，用電容量在100千伏安-315千伏安之間的工商業(yè)用戶，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價(jià)。從我省電價(jià)政策來看，10kv用戶單一制輸配電價(jià)0.1903元/千瓦時(shí)，10kv用戶兩部制輸配電價(jià)中的電量電價(jià)0.1263元/千瓦時(shí)，二者相差0.064元/千瓦時(shí)。該用戶如果能效管理較好，將容（需）量電價(jià)單位水平控制在0.064元/千瓦時(shí)以下，則該用戶選擇兩部制電價(jià)政策較為適宜。
企業(yè)應(yīng)做好政策學(xué)習(xí)和能效管理，根據(jù)自身產(chǎn)能及負(fù)荷情況，優(yōu)化調(diào)整用電行為，合理選擇兩部制或單一制電價(jià)執(zhí)行方式，實(shí)現(xiàn)降能耗、降電價(jià)目標(biāo)。
四、用好“需量電價(jià)負(fù)荷率優(yōu)惠激勵(lì)”政策。2023年6月1日起，國家發(fā)改委引入兩部制電價(jià)與負(fù)荷率掛鉤的機(jī)制，對(duì)每月每千伏安用電量達(dá)到260千瓦時(shí)及以上的，需量電價(jià)打9折執(zhí)行，引導(dǎo)用戶合理報(bào)裝容量、科學(xué)安排用電需求，緩解電力系統(tǒng)尖峰保電壓力。
電壓等級(jí)大于35千伏的需量計(jì)費(fèi)用戶若負(fù)荷率高于40%（即每月每千伏安用電量大于260千瓦時(shí)），需量電價(jià)由39元降低至35.1元，這個(gè)水平比改革前大幅度下降（39*0.9=35.1<38）。
原標(biāo)題：“雙碳”目標(biāo)下用戶側(cè)保供穩(wěn)價(jià)工作策略
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