“双碳”目标下用户侧保供稳价工作策略

正确认识用户电价形成方式

国家统一规定，用户用电价格主要包括居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类。

2021年10月电价市场化改革后，对于不同用户存在两种价格机制。

一是政府定价。主要是居民生活、农业生产用电仍执行政府目录电价，无论上游购电价格如何变化，用户电价始终维持较低水平不变（关联）。【参阅】居民电价二十年基本没变，“稳”中凸显深厚的民生情怀

二是市场竞价。主要是工商业用户目录电价取消，全部由市场竞价机制形成，用电价格根据电力供需形势产生波动变化。

（来源：鄂电价格）

对于市场化用户而言，无论是直接进入市场的用户，还是通过电网代理购电的用户，用户用电价格组成都是一致的，即：

到户电价=上网电价（发电企业收入）+上网环节线损费用（发电企业收入）+系统运行费用（发电企业收入）+输配电价（电网企业收入）+政府性基金及附加（国家财政收入）

因此，电价市场化改革后，彻底实现了“放开两头、管住中间”的改革目标，工商业用户电价高低及产生波动，主要取决于上游电源结构（燃煤、燃气、新能源及外购电电量比重）及对应的电价水平。

电源侧上游价格的波动全部传导至下游工商业用户，电网企业千方百计做好上游购电成本的控制工作，最大限度减少上游涨价带给用户的成本压力。

电网企业每提供一度电只收取固定的输配电价，专注于做好中间的输配电服务和安全供电工作。悠悠万事，唯此为大！

客观看待电力保供常态化形势

“双碳”能源转型过程中，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，新能源发电和用户负荷侧用电在时间上难以有效匹配，新能源发电的不稳定特性和负荷侧用电的不确定性矛盾始终存在，也就意味着时段性缺电和系统平衡风险始终存在，这就一定程度上决定了尖高峰时期电力保供的必然性、常态化。

通俗而言，“双碳”目标下，电力系统两头靠天吃饭特性日益突出。

在供应端，天气的阴晴不定、风力的时强时弱都会对光伏、风电等新能源发电产生影响，随着新能源装机规模和占比的不断提高，这种强随机性、波动性和间歇性特征更加凸显。同时，比较稳定的燃煤火电机组等传统电源受制于低碳目标限制而不可能等比例扩大规模。

在需求端，近年来高温、少雨等天气对用电的影响也越来越突出。在电煤不足、来水不力、风光不济等因素共同影响下，预计未来较长时期内，区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决，电力保供将呈现新常态、长期化、艰巨化。

从湖北的实际情况来看，省内较为稳定的火电电源结构和用电量增长匹配度并不一致。如下图所示：

截至2023年7月，我省发电装机容量突破1亿千瓦。其中：风光发电装机容量0.27亿千瓦，占比26.8%，较2015年装机容量增长14倍，占比提升24个百分点，电力“含绿量”逐年提升。

从2019-2023四年时间来看，风光发电装机容量增加约1700万千瓦、增长170%，燃煤发电装机容量增加约400万千瓦、增长12.5%，水电发电装机容量仅增加约100万千瓦、增长2.7%。

新能源装机规模突飞猛进，传统能源相对原地踏步！

全社会用电量来看，2023年预计2800亿千瓦时，较2019年2214.30亿千瓦时增加了585.7亿千瓦时、增长26.5%。

从电力规划和实现“双碳”目标来看，未来用电量增长主要依靠新增风光新能源项目来解决。

新能源电力具有波动性和不稳定的特性，由于风力和太阳光照强度随时在变化，上述自然现象很难人为控制，不确定性较大，因此导致了风、光发电的随机性、波动性和间歇性，这一特征必然导致新能源发电量与稳定增长的用电量不匹配。

以光伏发电为例，中午由于太阳高度较高，辐照强度较好，光伏发电出力较大，而一般中午由于午休、吃饭等因素，会出现电力供给大于需求的情况。而在一天的傍晚及晚上，由于太阳落山了，光伏不发电了，而此时正是用电高峰，如果没有其他发电端出力，就会出现用电负荷大于发电出力，电力需求大于供给的情况。

因此，“双碳”能源转型过程中，在储能电站尚不能大规模有效地发挥调节性电源作用情况下，阶段性缺电和系统平衡风险始终存在，尖高峰时期电力保供呈现必然性、常态化。

理性分析影响电价水平的三个主要因素

用户电价水平主要受上网电价及用户能效管理等多种因素影响。其中，上网电价是影响用户电价水平的主要因素。

一、电力系统整体供应成本呈大概率上涨趋势。新能源快速发展从多个方面推高电力供应成本。

电源方面，为应对新能源出力波动性和不稳定性，要求可调机组承担更多调频、快速爬坡、频繁启停（类似于汽车在市内道路行驶过程中走走停停，油耗高）等辅助服务，推高系统平衡成本。

新能源“大装机、小电量”特征，要求电力系统保留足够多的备用发电机组，填补季节性、地域性和时段性新能源出力缺口，带来更多的备用成本。

即使是水电，也存在季节性丰水、枯水问题，也需要足够的火电机组备用。

2022年四川省7、8月份缺电，就是汛期反枯导致水电大幅度减发而常规火电机组备用不足导致的。

电网方面，新能源富集区远离负荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地区能源基地远距离输送，陆上或海上新能源基地接网，推动电网资产投入和成本增加。

举例说明，一座60千瓦燃煤火电机组，年发电量约30亿千瓦时，并网接入发电时，电网企业只要投资建设一条接入线路即可。但是，要接入同样30亿千瓦时发电量的风、光新能源项目，可能需要同时接入30个项目、建设30条接入线路，风、光发电项目并网导致电网投资几十倍增加，“双碳”转型提高电力投资成本由此可见一斑。

另外，由于全国性缺电，催生了省间现货价格上涨，为了确保电网安全和电力供应，不得不购进省外高价电，导致用户用电成本进一步上升。

二、上游发电侧能源资源结构，导致上网电价水平较高。

从电量占比看，我省火电、风光新能源等高价电量合计占比约为75%，是影响上网电价高低的主要因素。而上网电价在用户电价构成中占比约70%，其水平的高低变动又是影响用户电价水平的主要因素。

燃煤基准价高，进入市场后涨价幅度大，推高上网电价水平。我省是能源资源匮乏省份，缺煤、少油、乏气，煤炭对外依存度达到99%。国家发改委核定我省燃煤基准价0.4161元/千瓦时，位居全国第5。市场化改革后，燃煤发电全部进入市场，上网电价较基准价上浮20%左右，每千瓦时涨价8.32分，推高了用户用电价格。同时，风光等新能源按政策规定，上网电价与本省燃煤基准价挂钩，也执行0.4161元/千瓦时电价。

我省火电、风光新能源等高价电量占总电量的比重约75%，基数大、电价高，对用户电价的影响更为凸显。

由于电煤价格上涨导致燃煤基准价入市后涨价20%，这是2022年工商业电价较2021年普遍上涨的政策性原因。

由于我省燃煤基准价0.4161元/千瓦时在全国处于第五高水平，这是导致我省工商业电价在全国比较靠前的资源性因素。

三、企业能效管理意识差别导致每个用户电价水平存在差异。

用户自身能效管理意识及对电价政策的响应能力，也会导致不同企业电价水平产生高低差异。企业对国家电价政策解读不够准确，没有及时调整用电生产计划，导致企业用电成本高。这方面可能存在以下原因：

一是没有正确选择两部制电价方式，没有及时调整基本电费执行方式，导致负荷率偏低，电费成本增加。

于大工业两部制用户，按规定要缴纳电度电费和基本电费，其中基本电费根据用户变压器报装容量收取，用户用电报装容量要与产能相匹配，避免过度报装、挤占社会公共资源，“大马拉小车”会带来度电基本电费水平过高。

二是没有利用好峰谷电价政策，及时调整生产计划、生产方式。工商业用户还执行峰谷分时电价政策，谷时段用电、电价下浮（下浮至0.48倍，1、7、8、12月份下浮至0.45倍），峰时段用电、电价上浮（上浮至1.8倍，1、7、8、12月份上浮至2倍）。

企业生产用电特性和工作时序安排可能导致峰谷电量比重失衡——高价的峰段电量相对多、低价的谷段电量相对少，也影响最终电价水平。

三是没有精准制定每月用电计划，实际直接交易电量与售电公司或发电企业签订的合同电量偏差产生偏差考核赔偿，这也是个别企业用电成本较高的原因。

不同省份的电价水平受到多种因素的影响，如能源结构、能源成本等。一般来说，煤炭油气资源短缺省份的电价高于能源富裕的省份，环境保护要求严格省份的电价高于要求宽松的省份等。

从四个方面用好保供及降成本政策工具

从用户侧来看，可依据国家出台的现行电价政策，通过加强能效管理的方式，从四个方面用好用足电价政策工具，既能配合国家落实保供的目标，又能打造优化营商环境用能成本洼地，减轻企业用能成本负担。

一、用好峰谷分时电价“8小时低电价”政策。为引导用户错峰用电、削峰填谷，提高电力系统利用效率，我省于2022年底出台了季节性峰谷分时电价政策，在用电负荷紧张的月份（12月、1月、7月、8月）进一步拉大峰谷价差，低谷时段时长达到8小时，电价倍率由0.48降低至0.45，谷段电价由0.38元降低至0.36元。

企业可根据实际情况，合理安排生产时间，或者合理配置储能设备等方式，通过错峰用电、多用低谷低价电降低用能成本。

二、用好两部制用户“容量或需量电价可选”政策。工商业两部制电价用户按规定要缴纳电度电费和基本电费。基本电费有两种计价方式，一种是按容量计费法，另一种是按需量计费法，10kv两部制客户基本电费，按照变压器容量计算26.3元/千伏安·月，按照用电最大需量计算是42元/千瓦·月，企业要加强能耗管理，善于优化比较，根据实际的运行容量选择计费方式。

譬如，某10kv两部制用户的变压器容量为1000千伏安，月基本电费计算方式比较如下：

如果最大需量值为700千瓦：

按容量计费法，基本电费为1000x 26.3=26300元，

按需量计费法，基本电费为700x 42=29400元。

29400>26300，这种情况，选择按容量计费方式更划算。

如果最大需量值为600千瓦：

按容量计费法，基本电费为1000x26.3=26300元，

按需量计费法，基本电费为600x 42=25200元。

25200<26300，这种情况，选择按需量计费方式更划算。

所以，用户要根据自身企业的用电负荷情况，精心开展成本测算和比较，适时选择合理的容（需）量计费方式，尽最大限度减少基本电费支出，降低企业用能成本。

三、用好“单一制或两部制电价执行方式可选”政策。国家最新的电价政策规定，用电容量在100千伏安-315千伏安之间的工商业用户，可选择执行单一制或两部制电价。从我省电价政策来看，10kv用户单一制输配电价0.1903元/千瓦时，10kv用户两部制输配电价中的电量电价0.1263元/千瓦时，二者相差0.064元/千瓦时。该用户如果能效管理较好，将容（需）量电价单位水平控制在0.064元/千瓦时以下，则该用户选择两部制电价政策较为适宜。

企业应做好政策学习和能效管理，根据自身产能及负荷情况，优化调整用电行为，合理选择两部制或单一制电价执行方式，实现降能耗、降电价目标。

四、用好“需量电价负荷率优惠激励”政策。2023年6月1日起，国家发改委引入两部制电价与负荷率挂钩的机制，对每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，需量电价打9折执行，引导用户合理报装容量、科学安排用电需求，缓解电力系统尖峰保电压力。

电压等级大于35千伏的需量计费用户若负荷率高于40%（即每月每千伏安用电量大于260千瓦时），需量电价由39元降低至35.1元，这个水平比改革前大幅度下降（39*0.9=35.1<38）。

（文字撰写：范先国，文中制图：陈璐）

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