三问电价改革：各地电价涨幅/电力用户的选择/售电公司的未来

10月12日，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，此次电价市场化改革将市场交易电价上下浮动范围扩大为20%，用电多的高耗能行业电价不受上浮20%限制，另外取消工商业目录销售电价，全部工商业企业将采取直接参与电力市场交易或代理购电形式购买电力，电价高低交由市场这只“无形的手”来决定，真正建立起“能涨能跌”的市场化电价机制！

（来源：北极星售电网 作者：七块钱）

《通知》下发后各地陆续响应，迅速出台方案。10月27日，电价市场化改革进入具体操作实施阶段，工商业企业买电告别了沿用多年的政府目录电价，采用随煤电上网电价上下浮动的市场化电价。

此次电价市场化改革，各地电价上涨多少？对用户有什么影响？用户该选择电网企业代理还是与售电公司签约？售电公司将面临什么样的未来？

价格上涨成定局！高耗能行业受影响较大

从各地近期的电力交易结果可以看到，深化煤电上网电价市场化改革后，多个地区的电力交易价格已经达到或近乎“顶格”上浮。例如：

湖北10月增量交易，成交价格499.32元/兆瓦时，按基准价0.4161元/千瓦时算，涨幅20%。

山东10月15日，组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交电量110.7亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮19.8%。

江苏10月中旬月内挂牌交易成交电量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦时，上浮19.94%；江苏11月份月度集中竞价共成交108.69亿千瓦时，成交价格0.469元/千瓦时，上浮19.95%；2021年10月下旬江苏电力市场月内挂牌交易成交电量66.11亿千瓦时，成交价格468.7元/兆瓦时，上涨19.87%。

贵州11月月度集中竞价交易成交电价0.4217元/千瓦时，较基准价上浮19.97%。

安徽10月月内集中交易共成交电量4.3亿千瓦时，成交均价461.2元/千千瓦时，较燃煤基准价上涨19.98%。

广西2021年四季度双边协商交易成交电量153.7亿千瓦时，最高成交价格61.5分/千瓦时，最低成交价格39.5分/千瓦时，平均成交价格53.6133分/千瓦时。据悉，广西本次交易高耗能企业涨价44%，非高耗能用电企业电价涨了20%。

广西2021年第四季度第二批双边协商交易成交电量23.6亿千瓦时，最高成交价59.7168分/千瓦时，最低成交价40.63分/千瓦时，平均成交价格49.1928分/千瓦时。

辽宁10月28日组织完成燃煤发电上网电价市场化改革后首笔月度交易，交易电量2.3亿千瓦时，成交均价0.439元/千瓦时。非高耗能企业成交电量1.02亿千瓦时，均价0.4499元/千瓦时，上浮20%，部分高耗能企业成交电量0.4亿千瓦时，均价0.560元/千瓦时，上浮49.37%。

北极星售电网另从知情人士处获悉，内蒙古10月份电力交易中，蒙西新型战略产业的交易电价上涨3分，电解铝和钢铁行业上涨2毛，铁合金和电石等高耗能企业上涨2.5毛。

内蒙古一家铁合金企业工作人员向北极星售电网透露，电价上涨造成企业生产成本升高至少1000元/吨。据了解，2021年10月开始，蒙西地区钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等行业用电企业与燃煤发电企业的年度交易合同解除，按照月度为周期重新签订合同。上述人士称，其实发电企业和用户之间并没有经过协商的过程，而是直接通知成交价格，通过交易平台成交，按上涨2.5毛计算。虽然“两高”行业的用户对此都无法接受，但按照保底价格的话价格更是高的离谱。

高耗能行业不受电价上涨20%的限制，用电多、耗能大的企业用电要多付费，云铝股份近日表示，电力成本占电解铝成本比重较大，电价上涨对公司的成本会有影响。用电成本的上涨会让用电企业通过提高售卖产品价格的方式转移压力，例如铁合金企业直接传导给钢厂，电石企业直接传导给建筑企业。另一方面，高耗能行业用电价格不受限制有利于促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级。

电力用户提问：选择售电公司还是电网企业代理购电？

北极星售电网近期也接到一些电力用户对新电价政策的咨询，一些未进入电力市场的用户普遍提到“电价市场化改革机制下，我是选择让电网企业代理购电还是进入市场与售电公司签合同呢？”小编认为，目前无法确定哪种选择更优。原因如下：

首先我们先来看一下电网企业代理购电价格如何形成：

代理购电用户价格=代理购电价格+输配电价+政府性基金及附加

其中：代理购电价格含平均上网电价、辅助服务费用等，基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费）、代理工商业用户购电量等确定。代理购电价格是随着电力市场供需情况波动的，影响用户电价。

2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电，挂牌购电价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定；2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。

除此之外，电网企业还要预测代理工商业用户的用电量和负荷曲线，也就是说，电网企业承担的角色与售电公司并无差别，用户无论是选择电网企业还是售电公司，都要通过市场化交易的方式形成价格，因此目前无法确定哪种选择更优。

但也有用户向北极星售电网表示，自己对售电公司不了解，对售电合同的签订等规则不熟悉，因此会首先选择值得信赖的电网企业，而且部分省份电网公司明确不收取代理服务费，价格会更有优势。

有些用户则表示会选择售电公司，因为在政策的驱动下，有实力、值得信赖的售电公司越来越多，售电公司可以提供多元的服务，为企业定制个性化方案，例如节能服务、电能管理等，为企业带来更多的红利。

据了解，目前暂无法参与交易的和已经参与交易又退出的用户，暂由电网企业代理。初步测算，电价市场化改革初期，国网经营区内将有超过4000万户工商业企业要通过电网公司来代理购电。但是文件中明确各地要不断缩小电网企业的代理购电范围，相当于电网代理只是过渡，对于售电公司来说，未来的用户市场会越来越大。

致售电公司：改革是一把“双刃剑”有机遇也有挑战

电价市场化改革之前，我国只有44%的工商业用户已进入市场，56%的工商业还未进入，改革后意味着100%的工商业用户将逐渐全部进入市场，万亿级市场逐步来临，售电公司的机会将更大。另外要求电网企业加强代理购电信息公开，并加强对电网企业和电力交易机构的监管，更有利于规范电力交易市场发展。

有机遇也有挑战，有业内人士表示，目前售电公司只能选择收取服务费的模式了，可以一口价，也可以按照每千瓦时收取一定服务费的标准执行。另外售电公司必然要开拓多样化的增值服务，作为提高整体收益的保障。例如：通过提升客户用电数据分析能力，提供能效分析，节能服务等业务为售电公司自身“造血”；抓住企业或者园区综合能源项目建设的机会，参与分布式能源、储能、合同能源管理、多能回补等项目都会为售电公司带来利润增长点，还能提高客户黏性，是售电公司需要重点发展的方向。

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