基于电力市场化改革下用电企业管理方法跟进的探究

李韵歌，童炜强

（杭州制氧机集团股份有限公司，浙江 杭州 311305）

1 电力市场化交易改革相关政策指导

我国传统电力交易的方式主要为发电企业将电按政府部门核定价格卖给电网，电网用配电网将电以政府部门目录电价卖给用户，电网公司统购统销，没有竞争[1]。而电力市场化改革是提升发电企业能效、降低成本的有效措施。电力体制改革坚持市场化方向，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进供需平衡，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现[2]。

近期，自国家至地方先后出台了多份文件，旨在促进电力市场化交易深入改革。文件主要明确了有序放开全部燃煤发电电量上网电价。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；扩大市场交易电价上下浮动范围。将《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（2019年）中确定的，燃煤发电市场交易价格浮动范围上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为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；推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电[2]。

通过国家和地方政策的出台，保证了电力市场化交易改革有序进行，明确了改革的方向。

2 改革前后的电价对比

工业用电费用由电度电价+基本电价构成，而电度电价则由上网电价+输配电价+政府性基金及附加三部分组成，电度电价乘以相应的系数构成峰谷尖电价格。以浙江省为例，改革前上网电价统一恒定为0.415 3元/kWh，改革后此价格为0.415 3±20%元/kWh，构成电费的其他部分，输配电价、政府性基金及附加、基本电价，均不变[3]。

杭州制氧机集团股份有限公司在杭州临安青山湖科技城建有空分设备制造园区，园区内包含公司两个专业厂（空分厂、板式厂）及十余家制造子公司。园区用电由35 kV供电，根据改革前后的电费标准，核算出改革后基准价0.415 3元/kWh浮动-20%~+20%电度电价（含电网输配价及政府性基金），列表对比电价变化情况。改革后尖峰谷电价格浮动区间为±14%。

3 改革后对用电企业的影响（见表1）

表1 改革前后电度电价变化表

3.1 用电成本的影响

在2015年底政府推行电力直接交易试点工作之初，杭州制氧机集团股份有限公司便积极参与，于2016年通过浙江电力交易平台签订当年直购电合同，平均年降低用电成本100万元左右。2021年《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》的出台，将改革推至新深度。公司跟进政策要求，自主选择售电公司签约，步入直购电的新阶段。

电力改革对公司最直接的影响体现在用电成本。公司临安制造园区2021年耗电量约4 350万度，正常情况下尖峰谷电比例为20∶30∶50，全年含基本电价的平均单价为0.75元/kWh。

改革后电价受市场调控，2022年1月电价为基准价0.415 3元/kWh上浮16.7%，达0.484 7元/kWh，尖峰电1.183 4元/kWh，高峰电0.978 4元/kWh，低谷电0.297 5元/kWh，较原尖峰谷电上涨约11.8%，预估公司用电平均单价上涨至0.85元/kWh。目前受原材料煤炭市场价影响，电力单价较原来有所升高，待煤炭市场稳定，电力价格有可能出现下调。

3.2 购电模式的影响

杭州制氧机集团股份有限公司自2016年浙江省纳入电力直接交易试点地区后，即参加浙江省电力市场化交易。近几年参与方式为通过浙江电力交易平台，签订当年直供电合同，确定可交易电量和购电优惠额度。

随着改革的深入，市场逐步放开，直购电模式向用电企业与售电企业直接签署购电合同转变，发电企业能更为精准地把握用电需求，合理安排发电量，提升综合能效。每年度岁末，用电企业自主选择售电公司，双方签订购售电合同，确定下年度交易电量。合同期满后，用电企业可选择其他售电公司。

售电公司为了能更准确地了解企业下年度、下个月的用电情况，要求用电企业每月15号前向售电公司报告下年度和下一月的预估用电量，并且申报数据除了总用电量，还要将尖峰谷电予以区分，分别报告尖电、高峰电、低谷电用电量。以往在用电紧张时期，政府出台有序用电措施，电网对用电企业的最大用电负荷进行限制，现在除了负荷的把控，增加用电量的把控，符合实现双碳目标的管理要求。

根据能源局要求，售电公司对用电企业峰谷尖电用量进行偏差考核，以实际用电量与计划电量的偏差进行考核。尖峰电偏差在±10%以内、谷电偏差在±5%以内，实际用电量以合同约定价格进行结算，不进行偏差考核；正负偏差超过该范围，将征收合同交易偏差费用。因此倒逼用电企业对下年度及每个月的用电量进行精准地把握，否则将增加用电成本。

除了电力价格及购电模式的变化，其余如供电线路、电量计量、电费缴纳方式均与之前相同，保证了改革稳步推行。

4 用电企业的应对措施

4.1 统筹把控生产用电

对于连续生产、产能稳定的公司，预估用电量相对简单、准确，而对于机械制造行业，受市场、产品结构、季节等因素影响较大，预报月用电量、年用电量相对困难。为了降低偏差考核对公司用电成本的影响，需及时了解制造园区内专业厂和子公司的生产状况，便于统筹考虑园区的生产用电情况，更准确地把控总用电量。公司应及时了解相关政策，尽早熟悉申报电量程序，找到能更准确预估用电量的适当方法。

4.2 加快推进能管中心建设

公司设备能源部正积极筹建设备-能源管控中心。为跟进电力市场化交易改革，促进园区用电管理向市场化改革靠拢，对能管中心的建设提出新要求：增加专业厂、子公司申报下月总用电量和尖峰谷电用量窗口；增加专业厂、子公司申报下月重点用电设备（100 kW以上）的设备名称、设备功率、预估月使用时间窗口；调整电费核算窗口，电力单价可手动调整；增加专业厂、子公司用电量偏差考核窗口。

4.3 售电公司的选择

查阅浙江电力市场已注册生效的售电公司目录，截至2021年12月15日共计122家售电公司在浙江具有售电资格。分析这些企业，可大致分为以下几类：母公司具有煤矿、发电厂，打通上下游的大型公司；母公司具有发电厂和输配电业务的公司；母公司在国家范围内具有大型发电厂的公司；母公司在浙江或其他省份内具有大型发电厂的公司；仅具有售电资质的公司。

电力市场化交易后，公司每年可自主选择售电公司。在选择的时候除了考虑价格因素外，更重要的是供电的可靠性、稳定性。此时体现出大型公司兼具上下游产业的优势，原材料的供应保障，生产设备的产能保障，才能保证电力的持续输出。

4.4 对公司所属气体公司的建议

杭州制氧机集团股份有限公司在全国建有近五十家气体公司，为客户提供氮气、氧气服务。气体公司属于高耗能企业，政策上明确指出，“高耗能企业市场交易电价不受20%限制。”因此其电价浮动会更大。气体公司的主要用能成本在于电力成本，据统计，2020年公司下属气体公司年用电量达48亿kWh。新形势下，要求生产气体的工艺及设备创新，追求更节能的生产工艺和设备；了解下游企业用气需求，调节设备运转负荷，合理安排生产调度。同时，需了解当地政府有关电力市场化交易改革相关政策，跟进售电公司签订购售电合同事宜。

5 结语

电力市场化改革对于发电企业和用电企业都有助于自身更新和降本增效。同时也给用电企业带来更多的选择，在双碳目标背景下，可选择绿电以助推公司实现碳中和。用电企业需紧跟改革动向，及时了解电力市场化交易改革政策，适时转变管理模式，进一步降低用电成本。