电价还会再涨吗？

引子：浙江高耗能企业电价大幅上调

5月16日，浙江省发改委和浙江省能源局联合发布了关于征求《省发展改革委 省能源局关于调整高耗能企业电价的通知(征求意见稿)》意见的通知。《征求意见稿》中要求对部分符合条件的高耗能企业电价提高0.172元/千瓦时，自2022年7月1日执行，截至2022年12月31日。

至于提高高耗能企业电价的原因，浙江发改委和能源局也给出了解释。根据《2022年迎峰度夏电力保供攻坚行动方案》，2022年浙江省天然气发电、需求侧响应预计增加成本约74.25亿元。其中天然气发电成本增加60.57亿元，需求侧响应增加成本13.68亿元。按照全额疏导下半年天然气发电增加成本和疏导一半需求侧响应增加成本考虑，共计67.41亿元。

为什么有这么多的成本?为什么要由高耗能企业来承担这部分成本呢?

先说成本从哪来的问题。显然，天然气发电的成本增加是最主要的问题。目前浙江省的天然气发电继续执行两部制电价，电量电价实行气电联动，按照天然气到厂价(含管输费)除以4.9(9F、6F机组)或4.5(9E、6B机组)计算。2022年以来，天然气价格持续攀升，气电电量电价也随之水涨船高，极端时已达2元/千瓦时。这就是成本的主要来源。

那为什么要高耗能企业来承担呢?很大程度上是因为高耗能企业在电力市场中具备天然的优势。由于用电负荷稳定，电量巨大，所以高耗能企业往往议价能力强，可以从电厂或者售电公司中获得更优惠的价格。而发改委1439号文中规定了“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”，本意在于避免高耗能企业入市后获得优惠，通过电价调控高耗能企业发展。

从2023年起，上述高耗能企业电价由市场化交易决定，且不受上浮20%限制。

购电成本上升，电价水涨船高

以国家电网为例，去年12月以来，按照1439号文和809号文要求，国家电网公司经营区域内各省级电网公司开展首次代理购电交易。

去年12月和2022年1月，国家电网公司经营区域内代理工商业用户售电量分别达到1420亿千瓦时和1216亿千瓦时，分别占总售电量的32%和26%。

从代理价格来看，电网代理购电均价高于批发市场均价，与零售用户均价持平。去年12月、今年1月，国家电网公司经营范围内各省(区、市)代理购电均价分别为433.65元/兆瓦时、439.16元/兆瓦时(不含优购损益等)，较批发市场(大用户+售电公司)购电价格高13~15元/兆瓦时，较零售用户购电均价高0.5~0.8元/兆瓦时，基本持平。造成上述价格差的主要原因是优发电量与优购电量的不匹配。

国网一季度财报也印证了上面的数据。从财报来看，国网购电的成本也在增加。一季度营业成本7438亿元，去年同期6354亿元，同比上升幅度超过17%。

一季度全社会用电量同比增长5%，加上其他因素，如去年8月陕西省地方电力集团公司合并入国网陕西省电力公司，每年会产生数百亿千瓦时的增量。

剔除前面全社会用电量的增长和其他因素，可以大致估算国网区域平均电价水平大约上升10%，成本上升的幅度略超过收入增长。

电价还会再涨吗?

首先是接受电是商品，商品价格会随着供求关系而变化，而不再是之前的目录电价(去年已经取消)，长期不变。在良好的价格传导机制下，终端用户的用电价格将会随着电力生产成本和供求关系而变化。

北京电力交易中心总经理史连军在中电联2022年经济形势与电力发展分析预测会上表示，电力市场建设面临的挑战之一是如何保障电力价格稳定，需要促进一二次能源价格合理传导，理顺一二次价格传导机制，缓解“煤-电顶牛”问题，促进燃料成本向终端用户合理疏导。

从去年10月国家发改委发布的燃煤上网电价调整通知来看，波动是双向的，上下都是20%，将来如果电煤价格下降，甚至触及历史底部，出现-20%的报价也并非不可能，和目前按照顶格上浮+20%报价来看，一正一负就是40%的差距，对于由电网代理购电的用户来说，电价下降带来的震撼将和现在遇到的电价上升同样，甚至超出。

电力市场建设也在不断完善。在“双碳”目标下，各类电源功能定位的变化造成电力商品价值的精细化和差异化，在电能量价值的基础上，将进一步细分出电力容量价值、调节价值和绿色价值。

南方区域新版“两个细则”(南方区域《电力并网运行管理实施细则》、《电力辅助服务管理实施细则》)(征求意见稿)》近日公开征求意见，此次发布的细则体系复杂，对原版进行了多项突破，建立了风电、光伏、新型储能、可调节负荷的专项细则，在参与主体、辅助服务品种等方面进行了大幅扩维，确立了辅助服务补偿与分摊的新原则。

对高耗能行业来说，差别电价、阶梯电价、惩罚性电价是目前差别化电价政策的主要手段。但是，在国家层面，已经确定要创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。

高耗能行业在电力市场天然具有优势，是稳定的大用户，议价能力很强。从绿电消纳、能效水平来确定电价，或许更公平。