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(一)基本构成
根据国家销售电价分类改革要求,用户电价分为居民生活、农业生产、工商业用电三类。其中:居民生活、农业生产电价实行政府定价;工商业用户电价由市场形成,具体由发电侧购电价格+输配电价+上网环节线损+系统运行费用+政府性基金及附加构成。
1.上网电价(发电侧购电价格)。由工商业用户与发电企业通过市场交易,在“基准价(0.3844元)+上下浮动20%”范围内形成。
2.输配电价。输配电价是电网向用户收取的“过网费”,由国家每3年核定一次。不同电压等级和不同用电容量的用户输配电价不同,目前第三监管周期(2023-2025年)核定的单一制用户(商业)电量电价为0.1414—0.1814元/千瓦时;两部制用户(工业)电量电价为0.0673—0.1428元/千瓦时,容(需)量电价在25.5元—48元/千伏安·月。
备注:单一制和两部制电价。单一制电价只按电量计算输配电费。两部制电价包括容(需)量电价和电量电价两部分,容(需)量相对固定,用户可根据自身用电特性选择按容量或者最大需量缴纳,其中,容量是指用户使用的变压器容量,需量是指用户在一定时间内的最大电力需求量。用电容量315千伏安及以上的用户执行两部制电价。
3.上网环节线损。指电能在传输过程中发生损失所产生的费用,目前第三监管周期核定我省线损率为3.99%,折合电价约0.0181元/千瓦时。
4.系统运行费用。主要用于归集和疏导电力系统调节性成本,主要包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等9项(详见表2),根据国家核定或电力实际运行产生,按月核定,不同月份费用不同。一般在0.02—0.04元/千瓦时。
5.政府性基金及附加。国家制定征收标准,由电网企业向用户征收后上缴中央财政。我省基金及附加3项,合计0.02887元/千瓦时,包括可再生能源电价附加1.9分/千瓦时;大中型水库后期扶持基金0.623分/千瓦时;重大水利工程建设基金0.364分/千瓦时。
综上,如果不考虑峰谷分时政策影响,我省工商业用户电价水平在0.6—0.7元/千瓦时。
(二)峰谷分时电价政策
由于不同季节、日内不同时间电力需求不同,跟全国各省一样,我省将每天的时段划分为尖峰(仅在迎峰度夏和迎峰度冬季节设置)、高峰、平、低谷等时段,对各时段按不同的上下浮动比例,分别制定不同的电价,鼓励引导用户削峰填谷。2021年以来,我省先后4次完善调整峰谷分时电价政策,度夏期间晚峰时段平均削减负荷约150-208万千瓦。
电价浮动比例:低谷段电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%;季节性(1月、7—9月、12月)高峰电价上浮84.3%,其他月份高峰电价上浮74%。尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。
二、我省工商业用户电价水平
与周边省份相比,我省电价总体上处于较低水平。以2024年12月份公布的代理购电价格为例,与河南、湖北、湖南、江西、山西等中部省份和上海、江苏、浙江、福建等东部省(市)对比,我省35千伏单一制工商业用户电价为0.6440元/千瓦时,在10省(市)中从高至低排第8位;110千伏两部制用户电价为0.5950元/千瓦时,在10省(市)中排第8位。
三、未来形势和下一步工作方向
在当前供需形势趋紧、低碳转型步伐加快的情况下,我省工商业电价既面临上涨的压力,也有下降的有利条件。综合来看,随着电力市场化改革的深入,电价将有望保持相对稳定。一是根据国家预警,未来我省保供压力依旧较大,迎峰度夏(冬)、晚间等高峰时段电价较高,光伏大发的午间时段电价较低。二是为保障低碳转型和电力供应平稳有序,抽水蓄能容量电费、新能源机制电价等电力系统平衡运行费用规模将不断增加。三是随着峰谷分时电价的优化调整,不同用户的用电特性不同,电价水平不同。工商业用户可以通过调整生产负荷,减少高峰、尖峰电价对用电成本的影响,四是风电和光伏发电的持续规模化发展,以及发电成本的不断降低,为新能源价格的下降提供了有利条件,但同时,煤价的变动也将对我省购电电价水平产生较大影响,工商业用户可以及时签订有利的购电合同,降低用电成本。
下一步,省发展改革委(省能源局)将对标对表长三角及周边省份,学习先进省份经验,结合我省实际和工商业用户的期盼,重点从提升电力供应能力、优化分时电价政策、强化电网线损治理、深化电力市场建设、细化政策宣传服务等方面做好电力稳价降价工作。
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