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四川售电市场| 电价政策发生重大变化 用电企业遭遇“市场拐点”!

北极星电力会展网 来源:硕电汇 2021-10-25 09:08:15

自10月12日国家发改委《1439号文件通知》出台以来,在期盼四川电力市场指导意见落地的同时,“电价政策”、“浮动范围”、“配火比例”、“用电成本”、“分时电价”、“现货交易”等主题成为了电力市场主体交流、探讨的热点。

(来源:微信公众号“硕电汇” ID:power268com 作者:小硕团队)

国家层面指导电力市场发展方向的大政方针已定,在即将到来的2022年,对于在市场主体中占据绝大多数的四川电力用户而言,参与电力市场化交易面临的变化和影响极大。

结合政策趋势,小硕观察认为,新的一年,四川电力用户将遭遇“市场拐点”,尤其是对商业用户和高耗能用户而言。

(1)工商业目录电价取消

据《文件》精神,电力用户进入市场是绝对趋势,电网企业代理购电仅是过渡。零售用户的到户政策电价“天花板”被取消,电力用户的电价完全根据市场而定,即便是电网公司的代理价也是根据市场而来,意味着电力用户购电时通过绝对比价计算“省多少钱”的模式不再适用,零售代理的作用更加重要,而自身的实际用电成本和能效将成为电力用户今后用电的关注重点。

(2)火电价格浮动范围扩大

火电价格执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,按照最新国家发改委发文要求,火电价格浮动范围扩大至上下限都为20%,而且完全取消原有基准定价销售模式。

短期来看,由于动力煤价格持续高位运行,导致火电成本不断提升,火电价格上涨成为必然。而无论后续四川电力交易政策火电参与市场方式或配火比例如何变化,电力用户火电部分的用电成本上涨将成为必然。

(3)分时、尖峰电价机制执行

现行电力市场化交易政策下,市场化用户到户度电电价除基金和附加外由交易电价和输配电价组成,无论是交易电价还是输配电价均未按峰平谷时段划分执行浮动电价,政策并未发挥价格信号刺激工商业用户削峰填谷用电作用。

2022年电力市场严格执行峰谷电价价差、尖峰电价的时代正式来临。相关文件规定上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1;建立尖峰电价机制,尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定,并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整,尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

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图1:2021年1-10月四川网供负荷峰谷差率

由上图可知,2021年四川网供最大系统峰谷差率已超过40%,如果严格遵从文件精神将峰谷价差扩大至4倍,则很有可能浮动比例将由目前的50%扩大至60%,即峰段电价160%,平段电价100%,谷段电价40%,而尖峰电价机制的施行,更是进一步拉大了峰谷价差。

对于已经入市的电力用户而言,电价由全天电量统一价变为执行峰谷价差电价,日内的负荷曲线结构将会对用电成本产生重大影响,峰段用电量多的用户用电成本将大幅上涨;

对于新进的电力用户而言,虽然之前的目录电价也执行峰谷价差,但是面对进入市场后浮动比例的扩大,即使价格不变的情况下,日负荷曲线峰段用电量多的用户同样也面临用电成本的大幅增加。

用电侧的分时电价机制将彻底改变目前参与市场化交易仅重视丰枯结构的情况,进而向重视丰枯结构与日用电负荷曲线并重的趋势转变。尤其对于商业和峰段刚性负荷较多的电力用户而言,要承受大幅上调价格的高峰电价甚至尖峰电价,由此带来用电成本的大幅上升。不过,市场化交易用户侧分时电价的实施和峰谷电价差的加大,给“谷电蓄冷”、“谷电蓄热”等综合能源改造项目提供了充分的生存土壤和长足的发展空间。

(4)高耗能项目受到管控

高耗能用户单从用电成本角度来看,2022年将是翻天覆地的一年。2021年8月国家发改委发布了通知提到严禁对电解铝行业实施优惠电价政策;紧随其后,10月12日,国家发改委发布的通知中指出高耗能企业市场交易电价不受燃煤发电市场交易价格上浮20%的限制。

目前以上两个行业由于四川水电特有的丰水期电量供大于求的特点,享有电价优惠,但是在国家相关部门近期出重拳管控高耗能项目之后,明年其享受的电价优惠或随之取消。在国家践行“能耗双控”的大背景下,以铝电、钢铁为首的高耗能行业遭遇政策反转,随之而来的是用电能耗的管控升级,这将推动高耗能行业节能降耗的技改力度,加速促进技术变革升级。

当前,电力市场已经走出单纯依靠某方面释放政策红利助推广大电力用户降低用电成本的阶段,在更加强调市场机制调节的新阶段,如何有效的调整企业自身用电结构、科学的参与电力市场将成为优化用电成本的唯二途径。


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