工商业用户电价波动的影响因素有哪些？保供稳价有何对策？

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确电力改革的新思路——“管住中间，放开两头”，对位于中间环节的电网企业加强监管，核定准许收入和输配电价。放开两头就是推动发电企业和电力用户直接开展交易，工商业用户用电价格随行就市。

2025年，我省约80%的发电装机、约80%的发电量和约70%的用电量（执行居民、农业电价政策电量占比约30%）进入市场交易，发用双方价格均由市场形成。

（来源：微信公众号“鄂电价格”）

工商业用户电价由市场形成

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。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。【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。工商业用户电价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。

对于工商业用户而言，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，其用电价格组成都是一致的，即：

工商业到户电价=上网电价（市场形成，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（固定不变，电网企业收入）+政府性基金及附加（固定不变，国家财政收入）

其中“上网电价+上网环节线损费用+系统运行费用”三者占到户电价比重约70%。

因此，自2021年电价市场化改革后，工商业用户每个月的电价都会根据供需形势发生变化，电价高低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）及市场形成的电价水平。

不同省份的电价水平也呈现高低不同，受到多种因素的影响，如能源结构、能源成本、市场交易品种及市场竞争程度等。

一般来说，发达省份的电价高于欠发达省份，煤炭油气资源短缺省份的电价高于能源富裕的省份，环境保护要求严格的省份的电价高于要求宽松的省份等。

影响用户电价波动的主要因素

工商业用户电价波动主要是资源性因素、政策性因素和个性化因素导致。具体情况如下：

1.资源性因素：一次能源自给率低导致上网电价高。湖北燃煤和新能源电量占总电量的比重约80%，基数大、电价高，推高了平均上网电价。湖北“缺煤少油乏气”，电煤全部依靠省外高价购入，电煤价格、运输费用双高导致发电成本较高，燃煤基准价0.4161元/千瓦时，全国第5。燃煤基准价较西部省份宁夏（0.2595）甘肃（0.3078）青海（0.3247）分别高0.16元、0.11元、0.09元，也高于中部省份山西（0.332）河南（0.3779）安徽（0.3844）等地。资源禀赋优劣带来电价差异，由此可见一斑！

同时，三峡、葛洲坝等低价水电主要跨区外送，省内水电资源优势未转化为上网电价低价优势。

2.政策性因素：电力价格市场化改革允许上网电价合理波动。2021年国家发展改革委出台了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），取消工商业目录电价，要求工商业用户全面进入电力市场，按照电力市场价格购电，通过市场交易在“燃煤基准价+上下浮动20%”基础上形成上网电价，用户电价直接受电力市场电价变动影响，电源侧电价的上涨同步传导至用户侧。

电价市场化改革以来，燃煤发电上网电价允许上下浮动20%，最高可达0.4993元/千瓦时。

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。部分电量入市后与煤电同台“竞价”，也出现了一定幅度涨价，合同交易价高于0.4161元/千瓦时。

3.个性化因素：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，没有根据电力市场改革及时调整用电生产计划，导致企业用电成本高。个别企业电价偏高主要有以下几方面原因：

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。

对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，移峰填谷。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，也影响用户最终电价水平。

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。

对策建议

1.应势而谋，加强电价政策研究，精准掌握市场化改革趋势。企业自身要主动加强电价政策的学习和研究，准确了解把握“高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上浮20%限制”等政策规定。我省现货连续结算试运行近1年，状况良好，电力市场交易品种涵盖中长期、现货、辅助服务和绿证绿电，市场成为电力资源配置的重要手段。

2.趋利避害，加强用电管理，提高用能预算化管理水平。企业进入电力市场后，要根据生产安排合理制定年度、季度、月度及每天的用电计划，充分考虑偏差考核机制，科学精准制定每月、每日的用电计划，避免因实际直接交易电量与直接交易合同电量偏差超过一定数额产生赔偿。

3.顺势而为，调整生产时间，利用峰谷价差降低用电成本。为引导用户错峰用电，削峰填谷，提高电力系统运行效率，省发改委于2022年出台了季节性峰谷分时、2024年出台了午间低谷分时电价政策，优化时段划分，拉大峰谷价差，尖峰时段电价约1.1元/度（2个小时），平时段约0.7元/度，谷时段约 0.4元/ 度（8个小时）， 最大峰谷差达到 0.7元/度电。对于用电需求大、关注用电成本变化的工商业用户来说，分时电价对用电成本的影响，也会让企业根据时段调整生产，尽量在低谷时段用电，发挥分时电价的削峰填谷作用，以此降低用电成本。这个方面，鄂钢集团典型经验值得借鉴。【分时电价案例分享】鄂钢集团巧用这“三招”，电耗降不少

4.灵活多变，引导用户加强能效管理，降低基本电费支出。一是企业根据实际用电需求，科学合理的选择与自身产能相匹配的“容量”或“需量”计算基本电费，避免过度报装，挤占社会公共资源的同时拉高自身度电基本电费水平。国家发改委《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号），明确规定两部制电力用户可自愿选择按变压器容量或合同最大需量缴纳电费，也可选择按实际最大需量缴纳电费。二是当企业转型产能变化，导致现行计费容量或方式不再适用时，可向电网公司申请变更基本电价计费方式，或采取减容、报停等措施，合规降低基本电费水平。国家发改委《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号），放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件。用电企业提前5个工作日向电网企业申请减容、暂停，减容（暂停）部分免收基本电费。基本电价按容量计费的变更周期由按年调整为按季，按最大需量方式计收基本电费的变更周期从按半年调整为按月，使电力用户可根据企业实际需要选择对其最有利的计费方式。三是用好“需量电价负荷率达标打9折优惠激励”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。