地方亮点丨四川试水电能替代项目电价改革-北极星储能网

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四川省发改委日前发布《关于进一步重申电能替代项目电价政策有关问题的通知》（以下简称《通知》），确定该省电能替代项目用电价格通过直接参与电力市场化交易形成，具体由交易电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加组成。

电能替代项目如何作为交易品种进行市场化交易？其对终端用能低碳转型有何意义？应如何进一步理顺其电价形成机制？记者就此采访了多位业内人士。

以市场化手段凸显经济优势

电能替代是指以电能替代一次能源在终端的消费，例如以电代煤、以电代油、以电代气等。据四川电力市场管理委员会相关人员介绍，该省自2017年就将电能替代设为电力市场交易品种。“比如，从燃煤或燃气锅炉改为电锅炉或电窑炉的项目，可以到四川发改委申报，单独装表后，就可以作为电能替代这种交易品种参与电力市场交易。这样一来，其所有配套的用电量就全部计入电能替代。”

“电能替代对于保障能源安全、促进节能降碳具有重要意义。但引导用户电能替代，需要有经济性。”华北电力大学学术委员会副主任牛东晓介绍，起初，电能替代的电量主要由电网代理购买，对电能替代的电价进行单独计量结算。“这种模式下，电网相当于中间商，获取了一定收益，使得用户用电成本增加。为了体现电能替代的经济性，以往常采用政府补贴的方式平衡各方利益。但补贴是阶段性的方式，不是长久之计。因此，后来电能替代更倾向于用市场化手段解决电价问题。”

事实上，早在2018年，四川省发改委就在其发布的《四川省人民政府关于深化四川电力体制改革的实施意见》中，提出了电能替代的相关电价支持政策：对新建电锅炉、电窑炉，改造燃煤（油、柴、气）锅炉、窑炉的电能替代项目，执行每千瓦时0.105元的单一制输配电价；市场化交易完成前，电费实行预结制，到户电价每千瓦时按0.38元预结。也就是说，此前四川电能替代的价格体系由交易电价和输配电价组成。

“此次《通知》的核心变化，是明确了电能替代用电价格将收取政府基金及附加费用。”四川某售电公司人员分析，加收政府基金及附加费后，现在所有用户的电价都会提高0.047元/千瓦时。“但从长期的能源价格走势看，电价低于煤价和气价，用户肯定还是愿意参与电能替代项目。”

利好多方市场主体

“四川的电力零售交易品种有7类，包括常规直购、丰水期富余电量、水电消纳、战略长协，以及电能替代和留存电量等。用户可以根据范围和条件来选择交易品种，交易合同会注明参与交易的品种、电量和电价信息，在交易中心备案后执行。比如，如果用户参加的是火电常规交易品种，交易中心就会为其匹配火电的交易电价，并推送给供电局，供电局再根据用户的电压等级，加上输配电价、政府基金及附加、基本电费等确定费用。此前，电能替代只是按照纯水电的交易电价推送给供电局，而输配电价是固定的0.105元/千瓦时。”前述四川某售电公司人员表示，四川此举，在终端用能上体现了低碳转型的意义。

据了解，除四川外，我国多地对电能替代作为产品参与市场交易都有所实践。例如，自2017年起，国网河南电力开始推广“打包交易”，在电能替代交易过程中，因用电电压等级偏低、电量较小而达不到准入门槛的客户，可以采用“集中打包”的形式，作为一个整体参与交易；同年，江苏省也发挥区域资源配置平台的作用，探索和引导电能替代项目参与可再生能源绿色电力证书交易、碳排放权交易等市场化交易。

“电能替代项目直接参与电力市场交易，一般包括中长期交易、现货交易和输配电价交易。其在市场交易过程中，与新能源企业直接进行协商，集中竞价。在此过程中，能够增加新能源的交易规模，促进新能源消纳。同时，直接的市场交易也降低了购电成本。”牛东晓指出，电能替代参与市场交易有多重利好。“此外，参与电能替代的企业从市场化交易中获利，不仅锻炼了其参与市场化交易的能力，也加强了其参与电能替代交易的意愿。”

科学的电价政策是有力推手

“影响电能替代的因素主要有5类，包括经济发展、环保约束、能源价格、政策扶持和技术进步。其中，电价政策是推动电能替代发展的有力保证，也是电能替代项目用户首要考虑的问题。电改或将形成新的电价机制，并解决电价交叉补贴问题，降低电价中的政府基金及附加比重，还原电力的商品属性。”牛东晓指出，电能替代项目参与电力市场交易后，直购电模式取代了电网企业代理购电模式，一般电能替代的购售电结构由发电公司、电力交易中心、售电公司、用户4个层级组成。

牛东晓进一步指出，没有更合理的电价形成机制与交易市场，或者更强更严谨的碳约束，电能替代就难以快速达成目标。“对于电能替代项目，用户或要求使用绿电。因此，电能替代还要结合碳市场、绿色电力责任权重等，制定绿电的价格交易机制。”

有业内专家指出，应科学核定电能替代项目电价，对电能替代用电制定优惠电价政策。“比如分用户类别、电压等级制定输配电价，细化电价方案；区分电能替代项目的参与用户和未参与用户、参与用户的电能替代项目内用电与项目外用电；同时，制定完善的峰谷电价分时政策，通过适当扩大峰谷电价价差、合理设定低谷时段等方式，充分发挥价格的杠杆作用，引导电力消费，促进移峰填谷。”

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