[市场动态]：电价改革之后代理购电能否激活工商业分布市场

今年下半年开始，全国多地出现电力供需紧张情况。10月8日，国务院常务会议明确了今冬明春电力和煤炭供应的安排部署；10月11日，国家发改委印发了《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，以下简称《通知》），宣布全部工商业用户取消执行了多年的目录销售电价。

早在2019年，国家发改委在《全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求的通知》（发改运行﹝2019﹞1105号）中，就明确了经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，但至今仍有大量的经营性（工商业）电力用户未进入市场。而电力作为一种特殊商品，其消费体验的无差别性使得用户仅对实际到户电价的高低敏感，电力用户甚至形成了市场化等于降电价的认识。随着经营性用户目录销售电价的全面取消，用户也就被全面推向市场，迎接“能跌能涨”的市场电价。

如何理解此次电价改革政策？

价格是市场的信号灯，是市场机制的核心，是最灵敏的调节手段。如何认识和把握这次电价改革政策？国家发改委相关负责人表示，此次电价改革对缓解煤电企业经营困难、保障电力安全稳定供应发挥了积极作用。

从政策作用上看，力度空前、影响深远。《通知》要求有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价。扩大燃煤电厂上网电价浮动范围，取消工商业目录销售电价，推进发电侧成本与用户侧电价有效联动，对缓解当前保电压力、指导今后电力市场建设，都将发挥重要作用。

从电网企业落实上看，责任重大、任务艰巨。《通知》明确要求：“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。”工商业用户全部进入市场，对营销服务内容、计量采集频率、电费结算效率、队伍能力素质提出新的更高要求。特别是代理购电作为一项全新业务，社会关注度高，业务操作必须更清晰、更透明、更规范。

从执行要求上看，时间紧迫、刻不容缓。国家发改委文件于10月15日起实施，燃煤发电上网电价已市场化调整，电网企业正积极开展代理购电，时间紧、任务重。

关于有序放开全部燃煤发电上网电价。此次政策明确，燃煤发电电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。据统计，目前我国已经有约70%的燃煤发电电量通过参与电力市场形成上网电价，此次改革将推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场。

关于扩大市场交易电价上下浮动范围。此次政策进一步放开燃煤发电上网电价浮动比例，将有利于更好发挥市场机制作用，让电价更灵活反映电力供需形势和成本变化，一定程度上缓解当前燃煤发电企业经营困难局面，抑制不合理的电力消费、改善电力供求状况。

关于代理购电价格形成公告。电网代理购电价格由代理购电平均上网电价、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、辅助服务费用、基金及附加等组成。代理购电价格由电网企业按月测算，提前公布、次月执行。

关于与分时电价政策衔接。在山西等电力现货市场运行的地方，按现货市场规则执行；在电力现货市场未运行的地方，市场交易合同未申报用电曲线的，以及市场电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，终端价格按当地分时电价峰谷时段及浮动比例执行并结算。

关于保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。

电网企业怎样开展代理购电？

为落实电价市场化改革要求，日前，国家发展改革委办公厅印发《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，明确了电网企业代理购电的具体要求、方式流程和保障措施。电网企业代理购电作为引导用户从计划电到市场电过渡的重要举措，受到社会各界广泛关注。

国家电网有限公司深入学习贯彻习近平总书记重要讲话和指示批示精神，坚决落实党中央、国务院决策部署，主动响应、积极作为，在国家发展改革委指导下，进一步落实深化燃煤发电上网电价市场化改革举措，规范做好电网企业代理购电工作。公司研究出台贯彻落实举措和服务措施，全面落实电价市场化改革，服务好电力用户和发电企业，全力以赴保安全、保供电、保民生、保重点，促进经济社会平稳运行。

全面落实燃煤发电上网电价市场化改革。严格执行燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；严格执行燃煤发电市场交易价格上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制等政策。

广泛开展代理购电用户告知。对于未直接从电力市场购电的用户，国家电网提供代理购电服务。首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户，对10千伏及以上高压工商业用户，将逐户告知，确保用户及时了解相关政策；对低压工商业用户，将通过“网上国网”APP、微信公众号、供电营业厅、95598电话等线上线下多种服务渠道广泛公告、有问必答，及时为电力用户提供咨询服务，努力做到应知尽知。

做好代理购电便捷服务。依托“网上国网”线上服务平台，完善服务功能，丰富服务产品，为广大代理购电用户提供便捷高效的政策咨询、合同签订、业务办理、电费账单查询等各类服务，打造国家电网代理购电全天候“一站式”服务平台，大力推进网上办、掌上办、指尖办，提升用户感知和服务体验。畅通“网上国网”与电力交易平台的信息交互，积极支持工商业用户直接参与电力市场交易。

严格做好代理购电信息公开。围绕代理购电业务，优化调整业务流程和业务体系，严格落实代理购电信息公开有关政策。按照主管部门要求，提前3日通过“网上国网”APP、供电营业厅等线上线下渠道公布代理购电价格；按月发布代理购电相关信息；在工商业用户电费账单中清晰列示代理购电用户电价明细情况。

保障居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由国家电网保障供应，执行现行目录销售电价。取消工商业用户目录销售电价后，按照政府有关规定，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。

做好电力市场建设和交易服务。为选择直接参与市场交易的新增工商业用户，做好市场注册、政策解读宣贯、交易规则培训、参与交易等服务。为相关市场主体协商交易、改签合同等提供平台服务。积极配合政府主管部门有序放开各类电源发电计划，完善电力中长期交易规则，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制，健全电力市场体系。

公司将充分发挥“大国重器”和“顶梁柱”作用，践行人民电业为人民的企业宗旨，确保电价改革平稳落地，确保电力安全可靠供应，确保人民群众温暖过冬，为服务建设社会主义现代化国家作出新的更大贡献。

多地积极推行代理购电，取消固定销售电价，采用市场价格，代理购电能否激活工商业分布式市场？

电价市场化改革进入具体操作实施阶段，工商业企业购买电力告别了沿用多年的政府目录电价，电价将会随着煤电上网价格上下浮动。

取消工商业目录销售电价后，工商业用户可以选择进入电力市场，直接向发电企业或售电公司购电，电价将由市场交易电价、输配电价、政府性基金及附加构成；也可以选择由电网企业代理购电，电价将由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加构成，电网企业代理购电价格按月测算，向政府价格主管部门报备。

近日，北京、山西、内蒙古、辽宁、江苏、浙江、甘肃等20余个省（区、市）电网公司陆续发布代理购电电价公告。公告显示，上述地区已完全取消工商业目录销售电价，暂未直接从电力市场购电的工商业用户从12月起将由电网企业代理购电。对于由电网企业代理购电的高耗能用户，其电价水平按其他用户购电价格的1.5倍执行。

根据各地公告，12月电网代理购电电价水平普遍高于此前的目录电价。这意味着，固定不变的目录电价变成了“能涨能跌”的市场化电价。有业内人士认为，这将进一步激发工商业分布式光伏行业的市场活力。

有望提高分布式市场接受度

有望提高分布式市场接受度“此次电网出台的代理购电政策，是通过经济手段调整电价，客观上增加了市场对分布式光伏电站的接受度，无疑会为国内分布式光伏市场添一把火。”某分布式光伏总包企业相关负责人周某认为，取消目录电价，将激发出工商业业主投资安装分布式光伏的潜在需求。“取消目录电价后，会增加光伏电站中期投资回报，后续产生的经营收益在可预见的周期范围内也会有所增长。从节能降碳和能源转型的角度出发，目前安装光伏也是一个被市场广为认可的有效方式，产业发展相对成熟。”

对于高能耗行业的企业而言，按照现行规定，由电网企业代理购电的电价水平要按其他用户购电价格的1.5倍执行。国网能源研究院新能源与统计研究所室主任胡静告诉记者，当前，我国的宏观政策方向并不鼓励高能耗企业盲目扩张，该类型企业的用电成本也将走高，选择投资安装分布式光伏自发自用具有一定的经济性。

值得一提的是，周某认为，高能耗企业安装分布式光伏“更看重的是解决高耗能带来的高碳排放问题”。“仅靠建设光伏电站也许只能解决3%-5%的降碳需求，设法降低用电量才是更为有效的降碳之策。”

提升盈利空间

胡静指出，在此前开展的分布式发电市场化交易试点中，售电方和用电方达成中长期交易合同，在合同期内电价是固定的，以这一价格便可测算出光伏电站的基本收益。但当前，电价随市场波动，投资安装分布式光伏电站且自用比例较少，依靠参与市场交易售电，可能收益并不稳定。

对此，周某也认为，随着市场开放程度不断加大，光伏发电领域“隔墙售电”的市场可能也会相应扩大。“如果选择卖电给相邻的购电方，而不是电力公司，这也会影响电站收益的测算。”

“在现行机制下，电价跟随市场行情上下浮动。如果‘分布式光伏+储能’的成本可以下降到一定程度，工商业业主选择投资安装分布式光储，不仅可以灵活应对电价变化，还可以增强电站的盈利能力。”胡静分析，工商业光伏项目自发自用可以在电价高峰时段节省用电成本，当前国内多地已开始执行最新的峰谷电价，很多省市的工商业电价最大峰谷价差已经超过0.7元/千瓦时，价差进一步扩大也将提升“分布式光伏+储能”的整体盈利空间。

东部地区意愿更强

“由于不同地区设置的涨跌幅度不同，未来不同地域电价的差异性也将越来越明显。”周某认为，太阳能资源分布并不均衡，这也会影响不同地区的分布式光伏发展，“东部沿海经济发达地区投资安装分布式光伏的意愿会更加强烈。因为，在东部地区，目前的工商业用户中，从事生产制造的企业相对更多，企业厂房多，减排压力大，投资安装分布式光伏是必须要考虑的事情。”

“此外，由于光伏发电曲线呈现抛物线，晚上不发电，早上开始慢慢出力，到中午达到高峰，随后下落。一般负荷特性呈现早晚双峰特性，与分布式光伏的出力特性并不完全吻合，如果业主通过储能灵活调节资源，让用电特性和光伏发电曲线相吻合，收益要更明显。”胡静持有相同观点，东部地区以制造业为主的工商业用户具备更加适应光伏发电特性的能力，投资者对分布式光伏的接受度也会更高。

“目前，各地电网代理购电的电价刚刚出台，真正的市场反馈还需要时间的验证。目前施行的代理购电，其实更类似于一种‘统购统销’的模式。此前，用户是通过电网公司购电，现在也是，原有的交易模式并没有完全颠覆，只是将电价和终端需求联系起来，根据终端需求的增长和降低设置了涨跌幅度。”周某认为，随着我国电力交易机制的完善和优化，工商业用户会真正迎来自主购售电的交易模式，分布式光伏的市场空间也将进一步打开。