李韻歌，童煒強(qiáng)

（杭州制氧機(jī)集團(tuán)股份有限公司，浙江 杭州 311305）

1 電力市場(chǎng)化交易改革相關(guān)政策指導(dǎo)

我國(guó)傳統(tǒng)電力交易的方式主要為發(fā)電企業(yè)將電按政府部門核定價(jià)格賣給電網(wǎng)，電網(wǎng)用配電網(wǎng)將電以政府部門目錄電價(jià)賣給用戶，電網(wǎng)公司統(tǒng)購(gòu)統(tǒng)銷，沒有競(jìng)爭(zhēng)[1]。而電力市場(chǎng)化改革是提升發(fā)電企業(yè)能效、降低成本的有效措施。電力體制改革堅(jiān)持市場(chǎng)化方向，充分發(fā)揮市場(chǎng)在資源配置中的決定性作用，促進(jìn)供需平衡，保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級(jí)，推動(dòng)構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，助力碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)實(shí)現(xiàn)[2]。

近期，自國(guó)家至地方先后出臺(tái)了多份文件，旨在促進(jìn)電力市場(chǎng)化交易深入改革。文件主要明確了有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)。燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，通過市場(chǎng)交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)；擴(kuò)大市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍。將《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見》（2019年）中確定的，燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%限制；推動(dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場(chǎng)。有序推動(dòng)尚未進(jìn)入市場(chǎng)的工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)。對(duì)暫未從電力市場(chǎng)直接購(gòu)電的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電[2]。

通過國(guó)家和地方政策的出臺(tái)，保證了電力市場(chǎng)化交易改革有序進(jìn)行，明確了改革的方向。

2 改革前后的電價(jià)對(duì)比

工業(yè)用電費(fèi)用由電度電價(jià)+基本電價(jià)構(gòu)成，而電度電價(jià)則由上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府性基金及附加三部分組成，電度電價(jià)乘以相應(yīng)的系數(shù)構(gòu)成峰谷尖電價(jià)格。以浙江省為例，改革前上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一恒定為0.415 3元/kWh，改革后此價(jià)格為0.415 3±20%元/kWh，構(gòu)成電費(fèi)的其他部分，輸配電價(jià)、政府性基金及附加、基本電價(jià)，均不變[3]。

杭州制氧機(jī)集團(tuán)股份有限公司在杭州臨安青山湖科技城建有空分設(shè)備制造園區(qū)，園區(qū)內(nèi)包含公司兩個(gè)專業(yè)廠（空分廠、板式廠）及十余家制造子公司。園區(qū)用電由35 kV供電，根據(jù)改革前后的電費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，核算出改革后基準(zhǔn)價(jià)0.415 3元/kWh浮動(dòng)-20%~+20%電度電價(jià)（含電網(wǎng)輸配價(jià)及政府性基金），列表對(duì)比電價(jià)變化情況。改革后尖峰谷電價(jià)格浮動(dòng)區(qū)間為±14%。

3 改革后對(duì)用電企業(yè)的影響（見表1）

表1 改革前后電度電價(jià)變化表

3.1 用電成本的影響

在2015年底政府推行電力直接交易試點(diǎn)工作之初，杭州制氧機(jī)集團(tuán)股份有限公司便積極參與，于2016年通過浙江電力交易平臺(tái)簽訂當(dāng)年直購(gòu)電合同，平均年降低用電成本100萬元左右。2021年《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》的出臺(tái)，將改革推至新深度。公司跟進(jìn)政策要求，自主選擇售電公司簽約，步入直購(gòu)電的新階段。

電力改革對(duì)公司最直接的影響體現(xiàn)在用電成本。公司臨安制造園區(qū)2021年耗電量約4 350萬度，正常情況下尖峰谷電比例為20∶30∶50，全年含基本電價(jià)的平均單價(jià)為0.75元/kWh。

改革后電價(jià)受市場(chǎng)調(diào)控，2022年1月電價(jià)為基準(zhǔn)價(jià)0.415 3元/kWh上浮16.7%，達(dá)0.484 7元/kWh，尖峰電1.183 4元/kWh，高峰電0.978 4元/kWh，低谷電0.297 5元/kWh，較原尖峰谷電上漲約11.8%，預(yù)估公司用電平均單價(jià)上漲至0.85元/kWh。目前受原材料煤炭市場(chǎng)價(jià)影響，電力單價(jià)較原來有所升高，待煤炭市場(chǎng)穩(wěn)定，電力價(jià)格有可能出現(xiàn)下調(diào)。

3.2 購(gòu)電模式的影響

杭州制氧機(jī)集團(tuán)股份有限公司自2016年浙江省納入電力直接交易試點(diǎn)地區(qū)后，即參加浙江省電力市場(chǎng)化交易。近幾年參與方式為通過浙江電力交易平臺(tái)，簽訂當(dāng)年直供電合同，確定可交易電量和購(gòu)電優(yōu)惠額度。

隨著改革的深入，市場(chǎng)逐步放開，直購(gòu)電模式向用電企業(yè)與售電企業(yè)直接簽署購(gòu)電合同轉(zhuǎn)變，發(fā)電企業(yè)能更為精準(zhǔn)地把握用電需求，合理安排發(fā)電量，提升綜合能效。每年度歲末，用電企業(yè)自主選擇售電公司，雙方簽訂購(gòu)售電合同，確定下年度交易電量。合同期滿后，用電企業(yè)可選擇其他售電公司。

售電公司為了能更準(zhǔn)確地了解企業(yè)下年度、下個(gè)月的用電情況，要求用電企業(yè)每月15號(hào)前向售電公司報(bào)告下年度和下一月的預(yù)估用電量，并且申報(bào)數(shù)據(jù)除了總用電量，還要將尖峰谷電予以區(qū)分，分別報(bào)告尖電、高峰電、低谷電用電量。以往在用電緊張時(shí)期，政府出臺(tái)有序用電措施，電網(wǎng)對(duì)用電企業(yè)的最大用電負(fù)荷進(jìn)行限制，現(xiàn)在除了負(fù)荷的把控，增加用電量的把控，符合實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的管理要求。

根據(jù)能源局要求，售電公司對(duì)用電企業(yè)峰谷尖電用量進(jìn)行偏差考核，以實(shí)際用電量與計(jì)劃電量的偏差進(jìn)行考核。尖峰電偏差在±10%以內(nèi)、谷電偏差在±5%以內(nèi)，實(shí)際用電量以合同約定價(jià)格進(jìn)行結(jié)算，不進(jìn)行偏差考核；正負(fù)偏差超過該范圍，將征收合同交易偏差費(fèi)用。因此倒逼用電企業(yè)對(duì)下年度及每個(gè)月的用電量進(jìn)行精準(zhǔn)地把握，否則將增加用電成本。

除了電力價(jià)格及購(gòu)電模式的變化，其余如供電線路、電量計(jì)量、電費(fèi)繳納方式均與之前相同，保證了改革穩(wěn)步推行。

4 用電企業(yè)的應(yīng)對(duì)措施

4.1 統(tǒng)籌把控生產(chǎn)用電

對(duì)于連續(xù)生產(chǎn)、產(chǎn)能穩(wěn)定的公司，預(yù)估用電量相對(duì)簡(jiǎn)單、準(zhǔn)確，而對(duì)于機(jī)械制造行業(yè)，受市場(chǎng)、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)、季節(jié)等因素影響較大，預(yù)報(bào)月用電量、年用電量相對(duì)困難。為了降低偏差考核對(duì)公司用電成本的影響，需及時(shí)了解制造園區(qū)內(nèi)專業(yè)廠和子公司的生產(chǎn)狀況，便于統(tǒng)籌考慮園區(qū)的生產(chǎn)用電情況，更準(zhǔn)確地把控總用電量。公司應(yīng)及時(shí)了解相關(guān)政策，盡早熟悉申報(bào)電量程序，找到能更準(zhǔn)確預(yù)估用電量的適當(dāng)方法。

4.2 加快推進(jìn)能管中心建設(shè)

公司設(shè)備能源部正積極籌建設(shè)備-能源管控中心。為跟進(jìn)電力市場(chǎng)化交易改革，促進(jìn)園區(qū)用電管理向市場(chǎng)化改革靠攏，對(duì)能管中心的建設(shè)提出新要求：增加專業(yè)廠、子公司申報(bào)下月總用電量和尖峰谷電用量窗口；增加專業(yè)廠、子公司申報(bào)下月重點(diǎn)用電設(shè)備（100 kW以上）的設(shè)備名稱、設(shè)備功率、預(yù)估月使用時(shí)間窗口；調(diào)整電費(fèi)核算窗口，電力單價(jià)可手動(dòng)調(diào)整；增加專業(yè)廠、子公司用電量偏差考核窗口。

4.3 售電公司的選擇

查閱浙江電力市場(chǎng)已注冊(cè)生效的售電公司目錄，截至2021年12月15日共計(jì)122家售電公司在浙江具有售電資格。分析這些企業(yè)，可大致分為以下幾類：母公司具有煤礦、發(fā)電廠，打通上下游的大型公司；母公司具有發(fā)電廠和輸配電業(yè)務(wù)的公司；母公司在國(guó)家范圍內(nèi)具有大型發(fā)電廠的公司；母公司在浙江或其他省份內(nèi)具有大型發(fā)電廠的公司；僅具有售電資質(zhì)的公司。

電力市場(chǎng)化交易后，公司每年可自主選擇售電公司。在選擇的時(shí)候除了考慮價(jià)格因素外，更重要的是供電的可靠性、穩(wěn)定性。此時(shí)體現(xiàn)出大型公司兼具上下游產(chǎn)業(yè)的優(yōu)勢(shì)，原材料的供應(yīng)保障，生產(chǎn)設(shè)備的產(chǎn)能保障，才能保證電力的持續(xù)輸出。

4.4 對(duì)公司所屬氣體公司的建議

杭州制氧機(jī)集團(tuán)股份有限公司在全國(guó)建有近五十家氣體公司，為客戶提供氮?dú)狻⒀鯕夥?wù)。氣體公司屬于高耗能企業(yè)，政策上明確指出，“高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受20%限制。”因此其電價(jià)浮動(dòng)會(huì)更大。氣體公司的主要用能成本在于電力成本，據(jù)統(tǒng)計(jì)，2020年公司下屬氣體公司年用電量達(dá)48億kWh。新形勢(shì)下，要求生產(chǎn)氣體的工藝及設(shè)備創(chuàng)新，追求更節(jié)能的生產(chǎn)工藝和設(shè)備；了解下游企業(yè)用氣需求，調(diào)節(jié)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)負(fù)荷，合理安排生產(chǎn)調(diào)度。同時(shí)，需了解當(dāng)?shù)卣嘘P(guān)電力市場(chǎng)化交易改革相關(guān)政策，跟進(jìn)售電公司簽訂購(gòu)售電合同事宜。

5 結(jié)語

電力市場(chǎng)化改革對(duì)于發(fā)電企業(yè)和用電企業(yè)都有助于自身更新和降本增效。同時(shí)也給用電企業(yè)帶來更多的選擇，在雙碳目標(biāo)背景下，可選擇綠電以助推公司實(shí)現(xiàn)碳中和。用電企業(yè)需緊跟改革動(dòng)向，及時(shí)了解電力市場(chǎng)化交易改革政策，適時(shí)轉(zhuǎn)變管理模式，進(jìn)一步降低用電成本。