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連日的晴熱高溫天氣，加之工業(yè)生產(chǎn)快速發(fā)展，讓江蘇省用電負荷攀上高峰，其銷售電價因此作出相應調整。

7月14日13時20分，江蘇電網(wǎng)調度負荷創(chuàng)下歷史新高，首次突破1.2億，達到1.204億千瓦，同比增長4.6%。

根據(jù)江蘇省發(fā)改委發(fā)布的《2021年夏季尖峰電價調整政策》，從7月15日至8月31日，日最高氣溫達到或超過35℃時，尖峰段(10點到11點，14點到15點)在峰段電價基礎上，每千瓦時加價0.1元，該政策適用于315千伏安及以上大工業(yè)用戶。

除江蘇外，浙江、上海、陜西西安、安徽合肥等地進入7月以來，電網(wǎng)負荷紛紛刷新歷史紀錄。國網(wǎng)上海市電力公司說，7月14日，上海最高用電負荷達到3352.7萬千瓦，創(chuàng)歷史新高。

面對逐年攀升的用電負荷，如何通過價格機制反映供電成本、供求關系?多名業(yè)內人士認為，各地完善居民階梯電價制度、執(zhí)行峰谷分時定價政策，有利于優(yōu)化配置社會資源。

2018年至今，我國工商業(yè)電價已經(jīng)“三連降”，居民電價基本穩(wěn)定。不過，隨著新能源電量滲透率提升，如何消化對應的消納成本仍然存在挑戰(zhàn)。

上半年銷售電價怎么調

6月1日起，廣西工商業(yè)及其他用電(兩部制)用戶執(zhí)行峰谷分時電價新方案。根據(jù)方案，在基礎電價上，峰谷時段電價上下浮動，高峰上浮21%，低谷下浮21%，最大峰谷電價差為每度電0.2454元。

從時段來看，峰平谷時段各8小時，高峰時段為9:00~12:00、18:00~23:00，平段為7:00~9:00、12:00~18:00，低谷時段為00:00~7:00、23:00~24:00。

廣西的調整，擴大了執(zhí)行峰谷分時電價的全國版圖。事實上，全國多數(shù)省份在深化電力體制改革、建立電力交易市場前已實施峰谷分時電價。從細則上看，廣西峰谷時段電價上下浮動的比例基本持平、峰平谷時段的各段時長基本相當，這也符合全國其余省份多年貫徹的做法。

不僅是工商業(yè)電價，峰谷分時還體現(xiàn)在居民電價上。河南洛陽國網(wǎng)供電公司在今年6月表示，夏季用電高峰期，市民可自愿申請峰谷分時電價。民用峰谷分時電價的標準是：每日22時至次日8時在分檔電價的基礎上每度電降低0.12元;每日8時至22時在分檔電價的基礎上每度電提高3分錢。

國網(wǎng)洛陽供電公司表示，對于夜間空調使用頻率較高的居民來說，峰谷分時電價能適當減少生活開支。不過，與全國許多地方一樣，洛陽的居民電價峰谷分時計算政策遵循居民自愿申請原則。

值得注意的是，根據(jù)2020年底各省發(fā)布的輸配電價和銷售電價，從2021年1月起，多個省份不同程度地下調了工商業(yè)用電價格。例如，重慶市兩部制用電220千伏、110千伏、35千伏、1~10千伏銷售電價每千瓦時分別下調1.77分、1.27分、0.77分、0.21分。

此外，廣東、江蘇等省份還在今年實施了居民階梯電價“一戶多人口”優(yōu)惠政策。即，同一地址共同居住生活的居民累計人數(shù)滿5人及以上，可申請每戶每月第一、二、三檔分別增加100千瓦時階梯電量基數(shù);累計人數(shù)滿7人及以上，可選擇執(zhí)行居民合表電價，不執(zhí)行階梯加價。

據(jù)第一財經(jīng)記者了解，“一戶多人口”政策實質上是給用戶降了電價，減輕多人口家庭的電費負擔。南方電網(wǎng)數(shù)據(jù)顯示，自6月1日起廣東省實施居民階梯電價“一戶多人口”政策，截至6月30日，廣東電網(wǎng)公司已受理申請超過7.3萬單。

“從上半年來看，銷售側電價沒有明顯的上調跡象，反而給了特定人群以優(yōu)惠空間。”一名資深行業(yè)人士如此總結。

我國電價處于較低水平

近期，國家發(fā)改委至少兩次公開提及電價改革。

5月25日，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》提出，“十四五”時期將持續(xù)深化電價改革，加快理順輸配電價結構，完善居民階梯電價制度。

6月24日，國家發(fā)改委在回復一位網(wǎng)民提問時表示，長期以來，我國試行較低的居民用電價格，居民電價較大幅度低于供電成本，是因為工商用戶承擔了相應的交叉補貼。

中國電價在國際上究竟處于什么水平?國網(wǎng)能源研究院于2021年3月發(fā)布的報告顯示，在國際上，與經(jīng)合組織(OECD)成員國、新興經(jīng)濟體、美國等相比較，我國電價均處于較低水平。

從工業(yè)用戶銷售電價看，2019年，35個OECD成員國的工業(yè)電價平均為每千瓦時0.908元;我國為0.635元，占35國平均水平的70%，在36個國家中列倒數(shù)第九位。

從居民用戶銷售電價看，2019年，35個OECD成員國的居民電價平均為每千瓦時1.352元;我國為0.542元，僅占35國平均水平的40%，在36個國家中列倒數(shù)第二位。

值得注意的是，由于供電成本的差異，多數(shù)國家的工業(yè)用電都高于居民用電價格。但我國居民和工業(yè)用電價格卻長期存在倒掛。

發(fā)改委在上述回復中表示，按照進一步深化電價市場化改革要求，下一步要完善居民階梯電價制度，逐步緩解電價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性，形成更加充分反映用電成本、供求關系和資源稀缺程度的居民電價機制。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強告訴第一財經(jīng)記者，長期以來，我國電價結構扭曲，交叉補貼嚴重。盡管2012年7月起，我國各地實行《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見》，將居民用電需求劃分為三檔。但是這僅僅解決了部分歷史遺留問題，居民用電價格整體偏低的情況沒有改變。

華北電力大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心主任曾鳴對第一財經(jīng)記者分析，長期以來，我國存在居民電價偏離價值、偏離成本、交叉補貼日益嚴重等問題。近年來，隨著煤炭價格走高、國民經(jīng)濟發(fā)展對一般工商業(yè)電價降低要求，使得能源電力企業(yè)面臨較大經(jīng)營壓力，急需通過電價結構和電價水平的調整來紓困。

他建議，電價改革應該遵循三條原則：第一，無論是居民、工商業(yè)電價還是其他電價，應該盡可能地反映供電成本，建議調整階梯電價政策的電量劃分標準和電價水平。第二，用電價格適當反映供求關系，發(fā)揮市場的調節(jié)作用，建議階梯電價與峰谷分時電價相結合。第三，盡可能降低交叉補貼，兼顧商品屬性和公用事業(yè)屬性，建議調整居民電價和工商業(yè)電價水平。

消化成本存挑戰(zhàn)

當前，我國正在建設以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院測算，2025年新能源電量滲透率超過15%后，電力系統(tǒng)的消納成本預計將是2020年的2.3倍。

對此，林伯強解釋，盡管今年的光電、風電在發(fā)電側基本實現(xiàn)了平價上網(wǎng)，但是使用這種不穩(wěn)定的可再生能源需要更多的額外投入。為了保障安全、穩(wěn)定、充足的電力供應，可再生能源需要通過遠距離傳輸、大規(guī)模調度以及儲能技術等輔助手段，這些都會抬高供電成本。

“一方面，全國碳排放權交易市場將正式啟動，電力企業(yè)首當其沖，火電等傳統(tǒng)能源的發(fā)電成本隨之增長;另一方面，建設新型電力系統(tǒng)需要投入大量的改造和運營費用。”他總結說。

不過，這些成本是否會傳導到電力價格上仍然是個問號。信達證券能源行業(yè)首席分析師左前明對第一財經(jīng)分析，2020年山西、內蒙古等省份曾提出打造“電價洼地”，利用低電價成本優(yōu)勢，助力新興產(chǎn)業(yè)、高科技、高產(chǎn)出、低能耗產(chǎn)業(yè)項目落地，促進地方經(jīng)濟發(fā)展。

“建設新型電力系統(tǒng)是一個系統(tǒng)性工程。從長期來看，供電成本可能會體現(xiàn)在用戶側電價上。但是短期內，綜合考慮支持國家實體經(jīng)濟發(fā)展等多種因素，不會出現(xiàn)大幅度調整。”左前明說。

事實上，從2018年起，我國一般工商業(yè)電價已經(jīng)連降三年。2018年政府工作報告首次提出一般工商業(yè)電價降低10%的任務要求，2019年政府工作報告再次提出降價10%。2020年初，國家發(fā)改委出臺文件降低企業(yè)用電成本，規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)在計收現(xiàn)執(zhí)行一般工商業(yè)及其他電價、大工業(yè)電價的電力用戶電費時，統(tǒng)一按原到戶電價水平的95%結算，即電費再降5%。

2021年政府工作報告提出，用改革辦法推動降低企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營成本。推進能源、交通、電信等基礎性行業(yè)改革，提高服務效率，降低收費水平。允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價。

原中國電力科學研究院教授陳樹勇對第一財經(jīng)記者表示，現(xiàn)在要向以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)轉型，需要增加技術投入。但是，電力是人們生活最基本的必需品，應該充分發(fā)揮現(xiàn)有眾多科技成果的技術優(yōu)勢和研發(fā)實用的先進技術，加強電力成本管理，切實維護社會公眾及電力企業(yè)利益。(馬晨晨)

關鍵詞： 我國 電價 較低水平 消化成本