2021年，在國家發(fā)改委、能源局的統(tǒng)一部署和要求下，全國各省市的工商業(yè)電價持續(xù)調(diào)整。本文對江蘇現(xiàn)行的工商業(yè)電價和調(diào)整要求，以及最新發(fā)文的燃煤上網(wǎng)電價進(jìn)行了梳理，并對后續(xù)的分時電價走向進(jìn)行了分析。
全文內(nèi)容：
（1）2021年1月1日起執(zhí)行的工商業(yè)分時電價
（2）2021年江蘇電網(wǎng)執(zhí)行的尖峰電價
（3）根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計執(zhí)行尖峰電價的天數(shù)
（4）江蘇省燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整
（5）江蘇燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整的影響
2021年1月1日起執(zhí)行的工商業(yè)分時電價
2020-2022年江蘇電網(wǎng)執(zhí)行的銷售電價主要基于2020年11月3日由江蘇省發(fā)改委下發(fā)的《省發(fā)展改革委關(guān)于江蘇電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》（蘇發(fā)改價格發(fā)〔2020〕1183號）。
（通知官方鏈接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2020/11/3/art_72382_9554755.html，銷售電價附件下載地址：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=c5e18d664a0f4a05a0e8affa6fa0fce8.pdf）
根據(jù)該通知，江蘇電網(wǎng)執(zhí)行的輸配電價和銷售電價見下圖。通知附件中規(guī)定的電價自2021年1月1日起執(zhí)行。
2021年江蘇省執(zhí)行的尖峰電價
2021年6月11日，為了優(yōu)化電力配置、節(jié)電力供需矛盾，江蘇省發(fā)改委《關(guān)于明確2021年尖峰電價有關(guān)問題的通知》中明確了315kVA及以上的大工業(yè)用戶的尖峰電價執(zhí)行時間和電價標(biāo)準(zhǔn)。
（官方鏈接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/6/15/art_284_9849679.html）
對于315kVA及以上的大工業(yè)用戶：
（1）7月1日至14日，仍按現(xiàn)行尖峰電價政策執(zhí)行，即日最高氣溫超過35℃（不含）時，上午10:00—11:00，在峰段電價基礎(chǔ)上每千瓦時加價0.1元。
（2）7月15日至8月31日，日最高氣溫達(dá)到或超過35℃時，上午10:00—11:00，在現(xiàn)行峰段電價基礎(chǔ)上，每千瓦時加價0.10元。下午14:00—15:00，由平段電價調(diào)整為峰段電價，并每千瓦時加價0.10元。其他時段相應(yīng)調(diào)整為：峰段：8:00—10:00，11:00—12:00，19:00—22:00；平段：12:00—14:00，15:00—19:00，22:00—24:00；谷段：00:00—8:00。
日最高氣溫以中央電視臺一套每晚19點新聞聯(lián)播節(jié)目后天氣預(yù)報發(fā)布的南京次日最高溫度為準(zhǔn)，次日予以實施。
2021年7月29日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）中，部署進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123）。江蘇省已在6月11日發(fā)文中明確了尖峰電價，2021年不再對尖峰電價進(jìn)一步調(diào)整。
調(diào)整前分時電價時段和價格示意圖：
根據(jù)發(fā)改價格〔2015〕1028號文規(guī)定，7月1日到7月14日執(zhí)行尖峰電價時間內(nèi)，110kV和35kV的分時電價見圖3.6和圖3.7。
以下是調(diào)整前35kV、110kV大工業(yè)用電的分時電價。
調(diào)整后分時電價時段和價格示意圖：
根據(jù)6月11日的發(fā)文，以35kV、110kV為例，執(zhí)行的分時電價如下：
（7月1日到14日執(zhí)行尖峰電價的35kV大工業(yè)分時電價）
（7月1日到14日執(zhí)行尖峰電價的110kV大工業(yè)分時電價）
（7月15日到8月31日執(zhí)行尖峰電價的35kV大工業(yè)分時電價）
（7月15日到8月31日執(zhí)行尖峰電價的110kV大工業(yè)分時電價）
根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計執(zhí)行尖峰電價的天數(shù)
根據(jù)氣象統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年和2021年7月到8月日最高氣溫達(dá)到或超過35℃的天數(shù)統(tǒng)計見下圖。
（2020年和2021年7月和8月日最高氣溫達(dá)到或超過35℃的天數(shù)）
江蘇省燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整
2021年10月14日，國家發(fā)改委《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202110/t20211012_1299461.html?code=&state=123）中明確的改革內(nèi)容：
（一）有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價?，F(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準(zhǔn)。
（二）擴(kuò)大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴(kuò)大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。
（三）推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場。各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。目前尚未進(jìn)入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進(jìn)入，其他用戶也要盡快進(jìn)入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內(nèi)集中競價或競爭性招標(biāo)方式形成，首次向代理用戶售電時，至少提前1個月通知用戶。已參與市場交易、改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，其價格按電網(wǎng)企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。
2021年10月25日，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文件）精神和《國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于做好目錄銷售電價調(diào)整落實工作的通知》要求，江蘇省發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于進(jìn)一步做好深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革工作的通知》（蘇發(fā)改價格發(fā)〔2021〕1008號）（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html）。
通知中明確：
取消我省現(xiàn)行一般工商業(yè)及其它用電、大工業(yè)用電的目錄銷售電價。取消目錄銷售電價后，用戶到戶電價由市場交易購電價格（或電網(wǎng)企業(yè)代理購電平均上網(wǎng)電價）、輔助服務(wù)費(fèi)用、輸配電價、政府性基金及附加等構(gòu)成。按照原類別、電壓等級、時段分別設(shè)定的高峰、平段、低谷分時銷售電價，調(diào)整為以市場交易購電價格（或電網(wǎng)企業(yè)代理購電平均上網(wǎng)電價）為基礎(chǔ)，按照統(tǒng)一規(guī)定的比例（具體詳見附件2）分別確定。
附件2（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=039e63c0caed479ea9d93f9cef94cd65.docx）確定的浮動比例如下。
該表中的浮動比例自2021年10月15日起執(zhí)行。
江蘇燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整的影響
根據(jù)江蘇省發(fā)改委《江蘇完成深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易》（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html），10月份交易共成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦。交易成交價較基準(zhǔn)價上浮比例為19.94%。
按照0.391元/kWh的基準(zhǔn)價計算，基于江蘇省確定燃煤上網(wǎng)電價浮動比例：
（1）大工業(yè)用電最高上網(wǎng)電價約為0.672元/kWh，最低上網(wǎng)電價約為0.164元/kWh。浮動比例調(diào)整之前的最高上網(wǎng)電價為0.469元/kWh，最低上網(wǎng)電價約為0.352元/kWh。調(diào)整之后，燃煤上網(wǎng)電價的波動范圍擴(kuò)大了（0.672-0.469）+（0.352-0.164）=0.391元/kWh，也就是浮動范圍擴(kuò)大了一個基準(zhǔn)價。
（2）100kVA（100kW）及以上普通工業(yè)用電最高上網(wǎng)電價約為0.654元/kWh，最低上網(wǎng)電價約為0.177元/kWh。調(diào)整之后，燃煤上網(wǎng)電價的波動范圍擴(kuò)大了（0.654-0.469）+（0.352-0.177）=0.360元/kWh。
根據(jù)2021年10月26日國務(wù)院下發(fā)的《2030年前碳達(dá)峰行動方案》（國發(fā)[2021] 23號）文件精神，2025年、2030年的非化石燃料消費(fèi)占比分別達(dá)到20%、25%。較長一段時間內(nèi)，煤電仍然是電力供應(yīng)主體。燃煤上網(wǎng)電價的浮動將直接影響用戶側(cè)執(zhí)行的銷售電價，并將以某種市場機(jī)制反映到分時電價機(jī)制之內(nèi)。
幾點影響分析：
（1）燃煤發(fā)電全部進(jìn)入市場交易，燃煤發(fā)電電價浮動范圍擴(kuò)大，用戶側(cè)的分時電價后續(xù)將大概率持續(xù)調(diào)整，峰谷電價差進(jìn)一步拉大。考慮到煤炭、煤電均實現(xiàn)市場化浮動，工商業(yè)和大工業(yè)電價的調(diào)整上可能更為頻繁，或者建立某種相關(guān)聯(lián)的浮動或價格機(jī)制，不管是在中長期交易還是在現(xiàn)貨市場上。
（2）按照調(diào)整后的浮動比例，用戶側(cè)的大工業(yè)分時電價峰谷電價差將可能達(dá)到1.2kWh、1.3元/kWh以上。以電價差套利為主要盈利模式的用戶側(cè)儲能項目投資回收期有望從4、5年縮短到4年以內(nèi)，大大改善了用戶側(cè)儲能項目的投資效益，用戶側(cè)儲能市場有望全面爆發(fā)。
（3）電芯及原材料的供應(yīng)承壓，中短期內(nèi)的儲能投資價格可能面臨上漲壓力。電池儲能的規(guī)?；a(chǎn)能力上升之后，在降低電芯等核心部件成本上面臨瓶頸。疊加通脹風(fēng)險，儲能系統(tǒng)的投資成本在中短期內(nèi)有可能會進(jìn)一步推高。
（4）電力市場化改革將進(jìn)一步加速?？傮w方向基本明確，但具體執(zhí)行政策有待進(jìn)一步明確，在決策、監(jiān)管、市場各方面都還需要“摸著石頭過河”，但相關(guān)的改革將會全面加速，為碳中和、能源轉(zhuǎn)型和新型電力系統(tǒng)提供制度保障。
（5）煤炭在恢復(fù)部分產(chǎn)能供應(yīng)后，整體供需仍然是緊平衡狀態(tài)，控煤是大勢所趨。而轉(zhuǎn)型期間的可再生能源供應(yīng)能力仍有待提升，能源轉(zhuǎn)型的“陣痛期”內(nèi)拉閘限電的現(xiàn)象可能持續(xù)存在，但會進(jìn)一步增強(qiáng)計劃性，避免或減少非計劃性停電。
（6）電網(wǎng)在基礎(chǔ)設(shè)施和運(yùn)營上的壓力將進(jìn)一步增大。一方面，可再生能源比例提升、多源多向的特點將極大影響以傳統(tǒng)潮流走向為依據(jù)的電網(wǎng)架構(gòu)的潮流安全和運(yùn)行穩(wěn)定性，“堅強(qiáng)電網(wǎng)”壓力大增，必須基于潮流做電網(wǎng)優(yōu)化（包括必要的投資）、新增配電網(wǎng)建設(shè)和不同規(guī)模和場景下的源網(wǎng)荷儲一體化的靈活性“節(jié)點”建設(shè)。同時，直接交易比重提升、價格波動、電力交易主體關(guān)系的進(jìn)一步復(fù)雜化等等將給電網(wǎng)公司的運(yùn)營帶來壓力，新型電力系統(tǒng)的建設(shè)和運(yùn)營迫在眉睫。
