2022年煤价保持高位运行，叠加疫情爆发、夏季全国大范围高温持续冲击和“汛期极枯”等极端现象出现，电价呈现出和往年截然不同的趋势，在年中多地省内现货价格飙升并伴随着省间现货价格触顶，导致2022年下半年用户电价较往年涨幅较大，给广大工商业用户带来生产经营上的困难和挑战。
（来源：微信公众号“鄂电价格” 作者：鄂电价格）
不过疫情已经过去，2023年我国将全面重启经济发展，煤价呈现下行态势，经济呈现强劲复苏。电价市场化改革后，电价波动是常态，对工商业用户来说既是机会也是挑战，了解并剖析2022年电价上涨的原因，有利于工商业用户提升交易和风险管控能力降低用能成本，这是未来应当正视的主命题。
一、电价市场化改革后影响电价水平的因素
工商业用电价格由上网电价（发电企业收入来源）、输配电价（电网企业收入来源）、政府性基金及附加（财政收入来源）组成，即：用户电价=上网电价+输配电价+政府性基金及附加。其中：
上网电价受能源供应影响波动，国家规定燃煤发电全部进入市场，较燃煤基准价最高可上浮20%。
输配电价在固定周期内保持固定标准不变，大工业用户还依据国家统一规定，执行两部制输配电价，既包括按照不同电压等级电量执行的电度输配电价，也包括按照用户用电容量执行的基本电价。
政府性基金及附加在固定周期内也保持固定标准不变。
因此，电价市场化改革后，用户电价水平高低主要取决于上网电价水平。
不同省份的电价水平受到多种因素的影响，如能源结构、能源成本等。一般来说，发达省份的电价高于欠发达省份，煤炭油气资源短缺省份的电价高于能源富裕的省份，环境保护要求严格的省份的电价高于要求宽松的省份等。
二、2022年电价上涨原因解密
2022年工商业用户电价上涨主要是政策因素、资源因素、自然因素和个性因素。具体情况如下：
（一）政策性因素：电力价格市场化改革允许上网电价合理波动。2021年10月，国家发展改革委按照国务院常务会议要求，出台了《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），取消工商业目录电价，要求工商业用户全面进入电力市场，按照电力市场价格购电，通过市场交易在“燃煤基准价+上下浮动20%”基础上形成上网电价，用户电价直接受电力市场电价变动影响，电源侧电价的上涨同步传导至用户侧。
（二）资源性因素：一次能源自给率低导致上网电价高。湖北燃煤和新能源电量占总电量的比重约80%，基数大、电价高，推高了平均上网电价。湖北“缺煤少油乏气”，电煤全部依靠省外高价购入，发电成本较高，燃煤基准价0.4161元/千瓦时，全国第5。电价市场化改革以来，燃煤发电上网电价上浮20%后达到0.4993元/千瓦时，推高用户电价约8.32分/千瓦时。新能源执行燃煤基准价，部分电量入市后也按10%的幅度涨价4.16分/千瓦时。同时，三峡、葛洲坝等低价水电主要跨区外送，省内水电资源优势未转化为上网电价低价优势。
（三）自然性因素：极端天气等偶然性因素也推高了上网电价水平。2022年7、8月份出现“汛期反枯”极端现象，其中三峡电站发电量较2021年下降24.1%，省内其他水电发电量较2021年下降22.97%，全年水电电量较往年减少约1/5、164亿千瓦时，这一缺口全部由高价的煤电电量弥补，导致用户电价推高了1.8分/千瓦时。加之7、8月迎峰度夏期间全国电力供应整体偏紧，为保障“不拉闸、不限电”，湖北省共采购省间现货和应急保供高价电量7.07亿千瓦时，较省内煤电价格高出很多，按政策规定由全体工商业用户分摊，推高工商业用电价格0.8分/千瓦时。
（四）个性化因素：用户自身能效管理意识及对电价政策的响应能力，也会导致不同企业电价水平产生高低差异。企业对国家电价政策解读不够准确，没有根据电力市场改革及时调整用电生产计划，导致企业用电成本高。个别企业电价偏高主要由以下几方面原因：
一是企业没有正确选择两部制电价方式，没有及时调整基本电费执行方式，导致负荷率偏低，电费成本增加。对于大工业两部制用户，按规定要缴纳电度电费和基本电费，其中基本电费根据用户变压器报装容量收取，用户用电报装容量要与产能相匹配，避免过度报装、挤占社会公共资源，“大马拉小车”会带来度电基本电费水平过高。
二是没有利用好峰谷电价政策，及时调整生产计划、生产方式。工商业用户还执行峰谷分时电价政策，谷时段用电、电价下浮（0.48倍），峰时段用电、电价上浮（1.8倍），企业生产用电特性和工作时序安排导致峰谷电量比重失衡——峰段高价电电量相对多、谷段低价电电量相对少，也影响最终电价水平。
三是没有精准制定每月用电计划，实际直接交易电量与直接交易合同电量偏差产生偏差考核赔偿。
三、对策建议
（一）应势而谋，加强电价政策研究，精准掌握市场化改革政策。企业自身要主动加强电价政策的学习和研究，准确了解把握“高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上浮20%限制”等政策规定，兜底售电公司竞价价格按照当月月度集中竞价交易加权平均价格确定等相关电力价格政策。【政策速递】2023年湖北省电力中长期交易实施方案
（二）趋利避害，加强用电管理，提高用能预算化管理水平。企业进入电力市场后，要根据生产安排合理制定年度、季度、月度及每天的用电计划，充分考虑偏差考核机制，科学精准制定每月、每日的用电计划，避免因实际直接交易电量与直接交易合同电量偏差超过一定数额产生赔偿。
（三）顺势而为，调整生产时间，利用峰谷价差降低用电成本。为引导用户错峰用电，削峰填谷，提高电力系统运行效率，省发改委于2022年12月9日出台了季节性峰谷分时电价政策，优化时段划分，拉大峰谷价差，尖峰时段 1.3元/度（2个小时），平时段0.67元/度，谷时段0.29元/度（8个小时），新政策下，最大峰谷差达到 1.01元/度电，峰谷差较原来提高0.15元/度电。用电企业可以结合企业自身生产情况，削峰填谷，错峰用电，降低用电成本。这个方面，鄂钢集团典型经验值得借鉴。【分时电价案例分享】鄂钢集团巧用这“三招”，电耗降不少
（四）灵活多变，引导用户加强能效管理，降低基本电费支出。一是企业根据实际用电需求，科学合理的选择与自身产能相匹配的“容量”或“需量”计算基本电费，避免过度报装，挤占社会公共资源的同时拉高自身度电基本电费水平。国家发改委《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号），明确规定两部制电力用户可自愿选择按变压器容量或合同最大需量缴纳电费，也可选择按实际最大需量缴纳电费。二是当企业转型产能变化，导致现行计费容量或方式不再适用时，可向电网公司申请变更基本电价计费方式，或采取减容、报停等措施，合规降低基本电费水平。国家发改委《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号），放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件。用电企业提前5个工作日向电网企业申请减容、暂停，减容（暂停）部分免收基本电费。基本电价按容量计费的变更周期由按年调整为按季，按最大需量方式计收基本电费的变更周期从按半年调整为按月，使电力用户可根据企业实际需要选择对其最有利的计费方式。
