正確認識用戶電價形成方式

國家統一規定，用戶用電價格主要包括居民生活、農業生產及工商業用電(除執行居民生活和農業生產用電價格以外的用電)三類。

2021年10月電價市場化改革后，對于不同用戶存在兩種價格機制。

一是政府定價。主要是居民生活、農業生產用電仍執行政府目錄電價，無論上游購電價格如何變化，用戶電價始終維持較低水平不變(關聯)。【參閱】居民電價二十年基本沒變，“穩”中凸顯深厚的民生情懷

二是市場競價。主要是工商業用戶目錄電價取消，全部由市場競價機制形成，用電價格根據電力供需形勢產生波動變化。

(來源：鄂電價格)

對于市場化用戶而言，無論是直接進入市場的用戶，還是通過電網代理購電的用戶，用戶用電價格組成都是一致的，即：

到戶電價=上網電價(發電企業收入)+上網環節線損費用(發電企業收入)+系統運行費用(發電企業收入)+輸配電價(電網企業收入)+政府性基金及附加(國家財政收入)

因此，電價市場化改革后，徹底實現了“放開兩頭、管住中間”的改革目標，工商業用戶電價高低及產生波動，主要取決于上游電源結構(燃煤、燃氣、新能源及外購電電量比重)及對應的電價水平。

電源側上游價格的波動全部傳導至下游工商業用戶，電網企業千方百計做好上游購電成本的控制工作，最大限度減少上游漲價帶給用戶的成本壓力。

電網企業每提供一度電只收取固定的輸配電價，專注于做好中間的輸配電服務和安全供電工作。悠悠萬事，唯此為大!

客觀看待電力保供常態化形勢

“雙碳”能源轉型過程中，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，新能源發電和用戶負荷側用電在時間上難以有效匹配，新能源發電的不穩定特性和負荷側用電的不確定性矛盾始終存在，也就意味著時段性缺電和系統平衡風險始終存在，這就一定程度上決定了尖高峰時期電力保供的必然性、常態化。

通俗而言，“雙碳”目標下，電力系統兩頭靠天吃飯特性日益突出。

在供應端，天氣的陰晴不定、風力的時強時弱都會對光伏、風電等新能源發電產生影響，隨著新能源裝機規模和占比的不斷提高，這種強隨機性、波動性和間歇性特征更加凸顯。同時，比較穩定的燃煤火電機組等傳統電源受制于低碳目標限制而不可能等比例擴大規模。

在需求端，近年來高溫、少雨等天氣對用電的影響也越來越突出。在電煤不足、來水不力、風光不濟等因素共同影響下，預計未來較長時期內，區域性、時段性供需矛盾仍需著力解決，電力保供將呈現新常態、長期化、艱巨化。

從湖北的實際情況來看，省內較為穩定的火電電源結構和用電量增長匹配度并不一致。如下圖所示：

截至2023年7月，我省發電裝機容量突破1億千瓦。其中：風光發電裝機容量0.27億千瓦，占比26.8%，較2015年裝機容量增長14倍，占比提升24個百分點，電力“含綠量”逐年提升。

從2019-2023四年時間來看，風光發電裝機容量增加約1700萬千瓦、增長170%，燃煤發電裝機容量增加約400萬千瓦、增長12.5%，水電發電裝機容量僅增加約100萬千瓦、增長2.7%。

新能源裝機規模突飛猛進，傳統能源相對原地踏步!

全社會用電量來看，2023年預計2800億千瓦時，較2019年2214.30億千瓦時增加了585.7億千瓦時、增長26.5%。

從電力規劃和實現“雙碳”目標來看，未來用電量增長主要依靠新增風光新能源項目來解決。

新能源電力具有波動性和不穩定的特性，由于風力和太陽光照強度隨時在變化，上述自然現象很難人為控制，不確定性較大，因此導致了風、光發電的隨機性、波動性和間歇性，這一特征必然導致新能源發電量與穩定增長的用電量不匹配。

以光伏發電為例，中午由于太陽高度較高，輻照強度較好，光伏發電出力較大，而一般中午由于午休、吃飯等因素，會出現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，光伏不發電了，而此時正是用電高峰，如果沒有其他發電端出力，就會出現用電負荷大于發電出力，電力需求大于供給的情況。

因此，“雙碳”能源轉型過程中，在儲能電站尚不能大規模有效地發揮調節性電源作用情況下，階段性缺電和系統平衡風險始終存在，尖高峰時期電力保供呈現必然性、常態化。

理性分析影響電價水平的三個主要因素

用戶電價水平主要受上網電價及用戶能效管理等多種因素影響。其中，上網電價是影響用戶電價水平的主要因素。

一、電力系統整體供應成本呈大概率上漲趨勢。新能源快速發展從多個方面推高電力供應成本。

電源方面，為應對新能源出力波動性和不穩定性，要求可調機組承擔更多調頻、快速爬坡、頻繁啟停(類似于汽車在市內道路行駛過程中走走停停，油耗高)等輔助服務，推高系統平衡成本。

新能源“大裝機、小電量”特征，要求電力系統保留足夠多的備用發電機組，填補季節性、地域性和時段性新能源出力缺口，帶來更多的備用成本。

即使是水電，也存在季節性豐水、枯水問題，也需要足夠的火電機組備用。

2022年四川省7、8月份缺電，就是汛期反枯導致水電大幅度減發而常規火電機組備用不足導致的。

電網方面，新能源富集區遠離負荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地區能源基地遠距離輸送，陸上或海上新能源基地接網，推動電網資產投入和成本增加。

舉例說明，一座60千瓦燃煤火電機組，年發電量約30億千瓦時，并網接入發電時，電網企業只要投資建設一條接入線路即可。但是，要接入同樣30億千瓦時發電量的風、光新能源項目，可能需要同時接入30個項目、建設30條接入線路，風、光發電項目并網導致電網投資幾十倍增加，“雙碳”轉型提高電力投資成本由此可見一斑。

另外，由于全國性缺電，催生了省間現貨價格上漲，為了確保電網安全和電力供應，不得不購進省外高價電，導致用戶用電成本進一步上升。

二、上游發電側能源資源結構，導致上網電價水平較高。

從電量占比看，我省火電、風光新能源等高價電量合計占比約為75%，是影響上網電價高低的主要因素。而上網電價在用戶電價構成中占比約70%，其水平的高低變動又是影響用戶電價水平的主要因素。

燃煤基準價高，進入市場后漲價幅度大，推高上網電價水平。我省是能源資源匱乏省份，缺煤、少油、乏氣，煤炭對外依存度達到99%。國家發改委核定我省燃煤基準價0.4161元/千瓦時，位居全國第5。市場化改革后，燃煤發電全部進入市場，上網電價較基準價上浮20%左右，每千瓦時漲價8.32分，推高了用戶用電價格。同時，風光等新能源按政策規定，上網電價與本省燃煤基準價掛鉤，也執行0.4161元/千瓦時電價。

我省火電、風光新能源等高價電量占總電量的比重約75%，基數大、電價高，對用戶電價的影響更為凸顯。

由于電煤價格上漲導致燃煤基準價入市后漲價20%，這是2022年工商業電價較2021年普遍上漲的政策性原因。

由于我省燃煤基準價0.4161元/千瓦時在全國處于第五高水平，這是導致我省工商業電價在全國比較靠前的資源性因素。

三、企業能效管理意識差別導致每個用戶電價水平存在差異。

用戶自身能效管理意識及對電價政策的響應能力，也會導致不同企業電價水平產生高低差異。企業對國家電價政策解讀不夠準確，沒有及時調整用電生產計劃，導致企業用電成本高。這方面可能存在以下原因：

一是沒有正確選擇兩部制電價方式，沒有及時調整基本電費執行方式，導致負荷率偏低，電費成本增加。

于大工業兩部制用戶，按規定要繳納電度電費和基本電費，其中基本電費根據用戶變壓器報裝容量收取，用戶用電報裝容量要與產能相匹配，避免過度報裝、擠占社會公共資源，“大馬拉小車”會帶來度電基本電費水平過高。

二是沒有利用好峰谷電價政策，及時調整生產計劃、生產方式。工商業用戶還執行峰谷分時電價政策，谷時段用電、電價下浮(下浮至0.48倍，1、7、8、12月份下浮至0.45倍)，峰時段用電、電價上浮(上浮至1.8倍，1、7、8、12月份上浮至2倍)。

企業生產用電特性和工作時序安排可能導致峰谷電量比重失衡——高價的峰段電量相對多、低價的谷段電量相對少，也影響最終電價水平。

三是沒有精準制定每月用電計劃，實際直接交易電量與售電公司或發電企業簽訂的合同電量偏差產生偏差考核賠償，這也是個別企業用電成本較高的原因。

不同省份的電價水平受到多種因素的影響，如能源結構、能源成本等。一般來說，煤炭油氣資源短缺省份的電價高于能源富裕的省份，環境保護要求嚴格省份的電價高于要求寬松的省份等。

從四個方面用好保供及降成本政策工具

從用戶側來看，可依據國家出臺的現行電價政策，通過加強能效管理的方式，從四個方面用好用足電價政策工具，既能配合國家落實保供的目標，又能打造優化營商環境用能成本洼地，減輕企業用能成本負擔。

一、用好峰谷分時電價“8小時低電價”政策。為引導用戶錯峰用電、削峰填谷，提高電力系統利用效率，我省于2022年底出臺了季節性峰谷分時電價政策，在用電負荷緊張的月份(12月、1月、7月、8月)進一步拉大峰谷價差，低谷時段時長達到8小時，電價倍率由0.48降低至0.45，谷段電價由0.38元降低至0.36元。

企業可根據實際情況，合理安排生產時間，或者合理配置儲能設備等方式，通過錯峰用電、多用低谷低價電降低用能成本。

二、用好兩部制用戶“容量或需量電價可選”政策。工商業兩部制電價用戶按規定要繳納電度電費和基本電費。基本電費有兩種計價方式，一種是按容量計費法，另一種是按需量計費法，10kv兩部制客戶基本電費，按照變壓器容量計算26.3元/千伏安·月，按照用電最大需量計算是42元/千瓦·月，企業要加強能耗管理，善于優化比較，根據實際的運行容量選擇計費方式。

譬如，某10kv兩部制用戶的變壓器容量為1000千伏安，月基本電費計算方式比較如下：

如果最大需量值為700千瓦：

按容量計費法，基本電費為1000x 26.3=26300元，

按需量計費法，基本電費為700x 42=29400元。

29400>26300，這種情況，選擇按容量計費方式更劃算。

如果最大需量值為600千瓦：

按容量計費法，基本電費為1000x26.3=26300元，

按需量計費法，基本電費為600x 42=25200元。

25200<26300，這種情況，選擇按需量計費方式更劃算。

所以，用戶要根據自身企業的用電負荷情況，精心開展成本測算和比較，適時選擇合理的容(需)量計費方式，盡最大限度減少基本電費支出，降低企業用能成本。

三、用好“單一制或兩部制電價執行方式可選”政策。國家最新的電價政策規定，用電容量在100千伏安-315千伏安之間的工商業用戶，可選擇執行單一制或兩部制電價。從我省電價政策來看，10kv用戶單一制輸配電價0.1903元/千瓦時，10kv用戶兩部制輸配電價中的電量電價0.1263元/千瓦時，二者相差0.064元/千瓦時。該用戶如果能效管理較好，將容(需)量電價單位水平控制在0.064元/千瓦時以下，則該用戶選擇兩部制電價政策較為適宜。

企業應做好政策學習和能效管理，根據自身產能及負荷情況，優化調整用電行為，合理選擇兩部制或單一制電價執行方式，實現降能耗、降電價目標。

四、用好“需量電價負荷率優惠激勵”政策。2023年6月1日起，國家發改委引入兩部制電價與負荷率掛鉤的機制，對每月每千伏安用電量達到260千瓦時及以上的，需量電價打9折執行，引導用戶合理報裝容量、科學安排用電需求，緩解電力系統尖峰保電壓力。

電壓等級大于35千伏的需量計費用戶若負荷率高于40%(即每月每千伏安用電量大于260千瓦時)，需量電價由39元降低至35.1元，這個水平比改革前大幅度下降(39*0.9=35.1<38)。

(文字撰寫：范先國，文中制圖：陳璐)