多地电力交易价格上浮：“价格之手”能否解决供电缺口？

　　近日，上海、常州等部分城市的国网供电公司忙着辟谣电价上涨的传闻。

　　21世纪经济报道记者注意到，自8月1日起，“常州调整电价”、“上海即将电费调价”的消息开始在一些社交平台传播。尽管记者咨询两地供电公司获悉为“不实消息”，但有关电价上涨的讨论热度，近期还在不断升温。就在近日，又一地方提高了电力市场交易价格——宁夏发改委最新发文，允许煤电交易价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。

　　今年以来，复杂的经济和市场形势为电力市场带来诸多现实挑战，为了电网调峰、缓解发电企业的经营压力，电力价格机制的调整已在进行时。

　　电价波动开启调峰尝试

　　电价出现波动的信号早在数月前就已经发出。

　　6月24日，国家发展改革委在回复网友留言时指出，下一步将完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力价格属性。

　　发改委的这一表态，也被部分市场参与者理解为电价政策即将迎来调整。7月29日，发改委价格司发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》(下称《通知》)，指出为了适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特征变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。

　　自2012年7月实施居民阶梯电价制度以来，我国在深化电价改革上持续探索。这是一个呈现“双轨制”特征的电价体系——“计划轨”主要面向居民、农业用户和部分工商业用户，由电网企业统购统销，发电企业售电执行上网电价，电网企业售电执行销售电价，两类电价均由发改委核定；“市场轨”主要面向工商业用户，由发电企业和用户通过市场化电价进行直接交易，根据使用电网资源情况，向电网企业支付有关输配电价。

　　值得一提的是，由于工商用户承担相应的交叉补贴，由此导致国内居民电价偏低而工商业电价偏高。

　　简而言之，《通知》提出更加灵活地结合当地情况划分峰谷时段、确定峰谷价差，并在峰谷电价的基础上再设立尖峰电价机制，并健全季节性电价机制等。

　　更加明显的峰谷电价，凸显了当前电力资源在局部地区和时段的紧缺性，也体现出调节峰谷平衡的重要性。

　　今年以来，受经济持续向好的影响，全国电力需求稳步增长。特别是入夏以来，多地高温天气再度为电力需求添上“一把火”。

　　据国家电网提供数据，今年7月中旬，我国迎来入夏第一波用电高峰，全国日用电量刷新历史纪录，华东、华中区域电网，以及广东、江苏、浙江、安徽、福建等11个省级电网负荷创历史新高。

　　至8月2日，国家电网湖北电网最大负荷三次创下历史新高；陕西电网用电负荷今夏以来第二次创下历史新高，达到3074万千瓦，同比增长21.4%；同一时期，四川成都、遂宁、南充等14个地区电网最大用电负荷陆续刷新历史最高纪录。

　　此外，中国电力企业联合会提供的数据也显示，今年前7月，全社会用电量达到4.71万亿千瓦时，同比增长15.6%。

　　于是，电力供应的重担压在了发电厂身上。

　　然而，在双碳目标的大背景下，煤电厂增量有限，可再生能源装机为电网稳定性带来影响，也有地区将供电希望寄托在气电厂身上。可与此同时，电力需求高涨带动动力煤需求和天然气需求大幅提升，整体市场供应处于偏紧状态，价格飙升。

　　21世纪经济报道记者了解到，随着全球范围内的流动性充裕和供需错配，大宗商品价格今年涨幅明显。7月以来，在其他大宗商品价格相继降温之时，动力煤价格和天然气价格一直处于高位。据郑商所动力煤期货主力合约价格显示，该价格自7月初的790元/吨，一度涨至943元/吨的高位。

　　而液化天然气市场，也呈现出淡季不淡、旺季更旺的态势。据金联创提供的数据，截至8月13日，国内进口LNG价格已经来到16.947美元/百万英热，相较于去年同期的3.647美元/百万英热，涨幅达到365%。

　　燃料价格高涨之下，电厂的经营压力凸显。中国电力企业联合会调研发现，部分发电集团6月煤电企业亏损面已经超过70%，煤电板块甚至整体亏损。

　　供应紧张和成本上升的双重压力，推动部分地区交易电价上浮。

　　在宁夏宣布允许上调煤电交易价格前，广西、云南、蒙西地区的电力交易价格已经上行。其中，广西两部制工商业及其他用电用户执行峰谷分时电价新方案，峰谷时段电价浮动比例为高峰时段电价在基础电价水平上浮21%，低谷时段电价在基础电价水平上下浮21%，最大峰谷电价差为0.2454元/度。云南上半年的市场化交易成交价格为0.24019元/千瓦时，同比上涨5.8%。蒙西地区则明确自8月起，电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价(0.2829元/千瓦时)的基础上，可以上浮不超过10%。

　　一位电力行业从业人士对21世纪经济报道记者指出，为了满足某些尖峰时刻的用电，电网企业需要进行更多电网建设；如果能够加强价格引导，实现电力使用的“削峰填谷”，也能在一定程度上降低电网企业的经营成本。

　　强信号背后的深层意义

　　从7月底国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，到部分省(市)允许煤电成交价格较基准价上浮，加速构建市场化电价体系的信号越来越强烈。

　　多位业内人士对21世纪经济报道记者表示，在多地电力交易价格抬升这一明面现象之下，价格信号将会持续传导至需求侧，以实现“削峰填谷”，改善高峰用电负荷过高的情况。且更深层次的意义在于，力保“十四五”期间，我国电力供给安全。

　　这一点在《通知》中得以体现，文件要求在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。

　　对于我国电力结构体系而言，“十四五”是实现多重转变的关键时期。

　　自2020年下半年以来，我国多地陆续出现“拉闸限电”，电力供应紧张的现象，这与需求侧的变化密切相关。

　　“当前，我国社会正在走出疫情的负面影响，传统动能用电逐步恢复之时，新的用电动能正在促使全社会用电量超预期增长。”一位电力企业人士对21世纪经济报道记者表示，新动能的用电需求将使得“十四五”期间我国电力不可避免地出现供需缺口。

　　中国电力企业联合会预计，到2025年，全社会用电量9.5万亿千瓦时，对应复合年均增长率5%，增速与“十三五”基本持平，增量规模略有提升。其中，“十四五”电能替代规模将达6000亿千瓦时，占新增用电规模近30%。而针对电能替代规模方面，华能能源研究院的预测数据更甚，到2025年，电能替代规模为1万亿千瓦时。

　　“电能替代、5G等需求提升或成为‘十四五’用电量增长的主要驱动。”海通证券分析认为。

　　事实上，根据目前部分省份已经公布的电力电量平衡方案，供电缺口在今年或已不可避免。江苏省预测，今夏全省可用电力资源约1.2亿千瓦，全网存在425-925万千瓦供电缺口；山东省则预计迎峰度夏期间全省最高用电负荷9600万千瓦，如遇持续、大范围极端天气，全省用电负荷将攀升至1亿千瓦，供电缺口扩大至200-600万千瓦。

　　来自供给侧的结构性变化，也将加速电价机制改革的步伐。

　　在“碳达峰”、“碳中和”的目标引导下，我国新能源产业发展步入快车道。综合国家能源局等相关部门此前发布的信息，到“十四五”末，我国可再生能源发电装机占比将超过50%。且在今年，全国风电、光伏发电的发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。

　　“供给侧风光等可变可再生电力广泛接入，供电结构与净负荷曲线发生较大改变，按照传统负荷曲线划分的峰谷时段已经不适应新的发展形势。”中国人民大学应用经济学院教授兼院长郑新业近日发文认为，由于风电与光伏等新能源具有多时空的强不确定性和不可控性，电力系统的波动性、间歇性和不确定性增加，电力供给曲线的复杂性增加，净负荷曲线形态与原有负荷曲线比较发生较大变化。

　　在他看来，构建以新能源为主体的新型电力系统，对更灵活的分时电价机制提出了更高的要求。而通过价格信号引导需求侧响应，更好地匹配电力供给是提升新能源消纳水平的关键举措。

　　“在新能源大规模发展的趋势下，消纳新能源带来的系统成本快速上升，适时上涨电价也是进行压力疏导的一种方式。”一位券商分析师对21世纪经济报道记者同样表示。