近日，上海、常州等部分城市的國網供電公司忙著辟謠電價上漲的傳聞。
記者注意到，自8月1日起，“常州調整電價”“上海即將電費調價”的消息開始在一些社交平臺傳播。盡管記者咨詢兩地供電公司獲悉為“不實消息”，但有關電價上漲的討論熱度，近期還在不斷升溫。就在近日，又一地方提高了電力市場交易價格——寧夏發(fā)改委最新發(fā)文，允許煤電交易價格在基準價的基礎上可以上浮不超過10%。
今年以來，復雜的經濟和市場形勢為電力市場帶來諸多現(xiàn)實挑戰(zhàn)，為了電網調峰、緩解發(fā)電企業(yè)的經營壓力，電力價格機制的調整已在進行時。
電價波動開啟調峰嘗試
電價出現(xiàn)波動的信號早前就已經發(fā)出。
6月24日，國家發(fā)展改革委在回復網友留言時指出，下一步將完善居民階梯電價制度，逐步緩解電價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力價格屬性。
發(fā)改委的這一表態(tài)，也被部分市場參與者理解為電價政策即將迎來調整。7月29日，發(fā)改委價格司發(fā)布《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》(下稱《通知》)，指出為了適應新能源大規(guī)模發(fā)展、電力市場加快建設、電力系統(tǒng)峰谷特征變化等新形勢新要求，持續(xù)深化電價市場化改革、充分發(fā)揮市場決定價格作用，形成有效的市場化分時電價信號。
自2012年7月實施居民階梯電價制度以來，我國在深化電價改革上持續(xù)探索。這是一個呈現(xiàn)“雙軌制”特征的電價體系——“計劃軌”主要面向居民、農業(yè)用戶和部分工商業(yè)用戶，由電網企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷，發(fā)電企業(yè)售電執(zhí)行上網電價，電網企業(yè)售電執(zhí)行銷售電價，兩類電價均由發(fā)改委核定;“市場軌”主要面向工商業(yè)用戶，由發(fā)電企業(yè)和用戶通過市場化電價進行直接交易，根據使用電網資源情況，向電網企業(yè)支付有關輸配電價。
值得一提的是，由于工商用戶承擔相應的交叉補貼，由此導致國內居民電價偏低而工商業(yè)電價偏高。
簡而言之，《通知》提出更加靈活地結合當地情況劃分峰谷時段、確定峰谷價差，并在峰谷電價的基礎上再設立尖峰電價機制，并健全季節(jié)性電價機制等。
更加明顯的峰谷電價，凸顯了當前電力資源在局部地區(qū)和時段的緊缺性，也體現(xiàn)出調節(jié)峰谷平衡的重要性。
今年以來，受經濟持續(xù)向好的影響，全國電力需求穩(wěn)步增長。特別是入夏以來，多地高溫天氣再度為電力需求添上“一把火”。
據國家電網提供數據，今年7月中旬，我國迎來入夏第一波用電高峰，全國日用電量刷新歷史紀錄，華東、華中區(qū)域電網，以及廣東、江蘇、浙江、安徽、福建等11個省級電網負荷創(chuàng)歷史新高。
至8月2日，國家電網湖北電網最大負荷三次創(chuàng)下歷史新高;陜西電網用電負荷今夏以來第二次創(chuàng)下歷史新高，達到3074萬千瓦，同比增長21.4%;同一時期，四川成都、遂寧、南充等14個地區(qū)電網最大用電負荷陸續(xù)刷新歷史最高紀錄。
此外，中國電力企業(yè)聯(lián)合會提供的數據也顯示，今年前7月，全社會用電量達到4.71萬億千瓦時，同比增長15.6%。
于是，電力供應的重擔壓在了發(fā)電廠身上。
然而，在雙碳目標的大背景下，煤電廠增量有限，可再生能源裝機為電網穩(wěn)定性帶來影響，也有地區(qū)將供電希望寄托在氣電廠身上?？膳c此同時，電力需求高漲帶動動力煤需求和天然氣需求大幅提升，整體市場供應處于偏緊狀態(tài)，價格飆升。
記者了解到，隨著全球范圍內的流動性充裕和供需錯配，大宗商品價格今年漲幅明顯。7月以來，在其他大宗商品價格相繼降溫之時，動力煤價格和天然氣價格一直處于高位。據鄭商所動力煤期貨主力合約價格顯示，該價格自7月初的790元/噸，一度漲至943元/噸的高位。
而液化天然氣市場，也呈現(xiàn)出淡季不淡、旺季更旺的態(tài)勢。據金聯(lián)創(chuàng)提供的數據，截至8月13日，國內進口LNG價格已經來到16.947美元/百萬英熱，相較于去年同期的3.647美元/百萬英熱，漲幅達到365%。
燃料價格高漲之下，電廠的經營壓力凸顯。中國電力企業(yè)聯(lián)合會調研發(fā)現(xiàn)，部分發(fā)電集團6月煤電企業(yè)虧損面已經超過70%，煤電板塊甚至整體虧損。
供應緊張和成本上升的雙重壓力，推動部分地區(qū)交易電價上浮。
在寧夏宣布允許上調煤電交易價格前，廣西、云南、蒙西地區(qū)的電力交易價格已經上行。其中，廣西兩部制工商業(yè)及其他用電用戶執(zhí)行峰谷分時電價新方案，峰谷時段電價浮動比例為高峰時段電價在基礎電價水平上浮21%，低谷時段電價在基礎電價水平上下浮21%，最大峰谷電價差為0.2454元/千瓦時。云南上半年的市場化交易成交價格為0.24019元/千瓦時，同比上漲5.8%。蒙西地區(qū)則明確自8月起，電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準價(0.2829元/千瓦時)的基礎上，可以上浮不超過10%。
一位電力行業(yè)從業(yè)人士對記者指出，為了滿足某些尖峰時刻的用電，電網企業(yè)需要進行更多電網建設;如果能夠加強價格引導，實現(xiàn)電力使用的“削峰填谷”，也能在一定程度上降低電網企業(yè)的經營成本。
強信號背后的深層意義
從7月底國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，到部分省(市)允許煤電成交價格較基準價上浮，加速構建市場化電價體系的信號越來越強烈。
多位業(yè)內人士對記者表示，在多地電力交易價格抬升這一明面現(xiàn)象之下，價格信號將會持續(xù)傳導至需求側，以實現(xiàn)“削峰填谷”，改善高峰用電負荷過高的情況。且更深層次的意義在于，力保“十四五”期間，我國電力供給安全。
這一點在《通知》中得以體現(xiàn)，文件要求在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，更好引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納，為構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提供支撐。
對于我國電力結構體系而言，“十四五”是實現(xiàn)多重轉變的關鍵時期。
自2020年下半年以來，我國多地陸續(xù)出現(xiàn)“拉閘限電”，電力供應緊張的現(xiàn)象，這與需求側的變化密切相關。
“當前，我國社會正在走出疫情的負面影響，傳統(tǒng)動能用電逐步恢復之時，新的用電動能正在促使全社會用電量超預期增長。”一位電力企業(yè)人士對記者表示，新動能的用電需求將使得“十四五”期間我國電力不可避免地出現(xiàn)供需缺口。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會預計，到2025年，全社會用電量9.5萬億千瓦時，對應復合年均增長率5%，增速與“十三五”基本持平，增量規(guī)模略有提升。其中，“十四五”電能替代規(guī)模將達6000億千瓦時，占新增用電規(guī)模近30%。而針對電能替代規(guī)模方面，華能能源研究院的預測數據更甚，到2025年，電能替代規(guī)模為1萬億千瓦時。
“電能替代、5G等需求提升或成為‘十四五’用電量增長的主要驅動。”海通證券分析認為。
事實上，根據目前部分省份已經公布的電力電量平衡方案，供電缺口在今年或已不可避免。江蘇省預測，今夏全省可用電力資源約1.2億千瓦，全網存在425-925萬千瓦供電缺口;山東省則預計迎峰度夏期間全省最高用電負荷9600萬千瓦，如遇持續(xù)、大范圍極端天氣，全省用電負荷將攀升至1億千瓦，供電缺口擴大至200-600萬千瓦。
來自供給側的結構性變化，也將加速電價機制改革的步伐。
在“碳達峰”“碳中和”的目標引導下，我國新能源產業(yè)發(fā)展步入快車道。綜合國家能源局等相關部門此前發(fā)布的信息，到“十四五”末，我國可再生能源發(fā)電裝機占比將超過50%。且在今年，全國風電、光伏發(fā)電的發(fā)電量占全社會用電量的比重達到11%左右，后續(xù)逐年提高，到2025年達到16.5%左右。
“供給側風光等可變可再生電力廣泛接入，供電結構與凈負荷曲線發(fā)生較大改變，按照傳統(tǒng)負荷曲線劃分的峰谷時段已經不適應新的發(fā)展形勢。”中國人民大學應用經濟學院教授兼院長鄭新業(yè)近日發(fā)文認為，由于風電與光伏等新能源具有多時空的強不確定性和不可控性，電力系統(tǒng)的波動性、間歇性和不確定性增加，電力供給曲線的復雜性增加，凈負荷曲線形態(tài)與原有負荷曲線比較發(fā)生較大變化。
在他看來，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，對更靈活的分時電價機制提出了更高的要求。而通過價格信號引導需求側響應，更好地匹配電力供給是提升新能源消納水平的關鍵舉措。
“在新能源大規(guī)模發(fā)展的趨勢下，消納新能源帶來的系統(tǒng)成本快速上升，適時上漲電價也是進行壓力疏導的一種方式。”一位券商分析師對記者同樣表示。
(作者：曹恩惠,彭強 編輯：張星)
