2021年，在國家發(fā)改委、能源局的統(tǒng)一部署和要求下，全國各省市的工商業(yè)電價持續(xù)調整。本文對江蘇現(xiàn)行的工商業(yè)電價和調整要求，以及最新發(fā)文的燃煤上網電價進行了梳理，并對后續(xù)的分時電價走向進行了分析。
全文內容：
（1）2021年1月1日起執(zhí)行的工商業(yè)分時電價
（2）2021年江蘇電網執(zhí)行的尖峰電價
（3）根據歷史數(shù)據統(tǒng)計執(zhí)行尖峰電價的天數(shù)
（4）江蘇省燃煤上網電價調整
（5）江蘇燃煤上網電價調整的影響
2021年1月1日起執(zhí)行的工商業(yè)分時電價
2020-2022年江蘇電網執(zhí)行的銷售電價主要基于2020年11月3日由江蘇省發(fā)改委下發(fā)的《省發(fā)展改革委關于江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》（蘇發(fā)改價格發(fā)〔2020〕1183號）。
（通知官方鏈接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2020/11/3/art_72382_9554755.html，銷售電價附件下載地址：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=c5e18d664a0f4a05a0e8affa6fa0fce8.pdf）
根據該通知，江蘇電網執(zhí)行的輸配電價和銷售電價見下圖。通知附件中規(guī)定的電價自2021年1月1日起執(zhí)行。
2021年江蘇省執(zhí)行的尖峰電價
2021年6月11日，為了優(yōu)化電力配置、節(jié)電力供需矛盾，江蘇省發(fā)改委《關于明確2021年尖峰電價有關問題的通知》中明確了315kVA及以上的大工業(yè)用戶的尖峰電價執(zhí)行時間和電價標準。
（官方鏈接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/6/15/art_284_9849679.html）
對于315kVA及以上的大工業(yè)用戶：
（1）7月1日至14日，仍按現(xiàn)行尖峰電價政策執(zhí)行，即日最高氣溫超過35℃（不含）時，上午10:00—11:00，在峰段電價基礎上每千瓦時加價0.1元。
（2）7月15日至8月31日，日最高氣溫達到或超過35℃時，上午10:00—11:00，在現(xiàn)行峰段電價基礎上，每千瓦時加價0.10元。下午14:00—15:00，由平段電價調整為峰段電價，并每千瓦時加價0.10元。其他時段相應調整為：峰段：8:00—10:00，11:00—12:00，19:00—22:00；平段：12:00—14:00，15:00—19:00，22:00—24:00；谷段：00:00—8:00。
日最高氣溫以中央電視臺一套每晚19點新聞聯(lián)播節(jié)目后天氣預報發(fā)布的南京次日最高溫度為準，次日予以實施。
2021年7月29日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）中，部署進一步完善分時電價機制（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123）。江蘇省已在6月11日發(fā)文中明確了尖峰電價，2021年不再對尖峰電價進一步調整。
調整前分時電價時段和價格示意圖：
根據發(fā)改價格〔2015〕1028號文規(guī)定，7月1日到7月14日執(zhí)行尖峰電價時間內，110kV和35kV的分時電價見圖3.6和圖3.7。
以下是調整前35kV、110kV大工業(yè)用電的分時電價。
調整后分時電價時段和價格示意圖：
根據6月11日的發(fā)文，以35kV、110kV為例，執(zhí)行的分時電價如下：
（7月1日到14日執(zhí)行尖峰電價的35kV大工業(yè)分時電價）
（7月1日到14日執(zhí)行尖峰電價的110kV大工業(yè)分時電價）
（7月15日到8月31日執(zhí)行尖峰電價的35kV大工業(yè)分時電價）
（7月15日到8月31日執(zhí)行尖峰電價的110kV大工業(yè)分時電價）
根據歷史數(shù)據統(tǒng)計執(zhí)行尖峰電價的天數(shù)
根據氣象統(tǒng)計數(shù)據，2020年和2021年7月到8月日最高氣溫達到或超過35℃的天數(shù)統(tǒng)計見下圖。
（2020年和2021年7月和8月日最高氣溫達到或超過35℃的天數(shù)）
江蘇省燃煤上網電價調整
2021年10月14日，國家發(fā)改委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202110/t20211012_1299461.html?code=&state=123）中明確的改革內容：
（一）有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價?，F(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準。
（二）擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。
（三）推動工商業(yè)用戶都進入市場。各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成，首次向代理用戶售電時，至少提前1個月通知用戶。已參與市場交易、改為電網企業(yè)代理購電的用戶，其價格按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。
2021年10月25日，根據《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文件）精神和《國家發(fā)展改革委辦公廳關于做好目錄銷售電價調整落實工作的通知》要求，江蘇省發(fā)改委下發(fā)了《關于進一步做好深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革工作的通知》（蘇發(fā)改價格發(fā)〔2021〕1008號）（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html）。
通知中明確：
取消我省現(xiàn)行一般工商業(yè)及其它用電、大工業(yè)用電的目錄銷售電價。取消目錄銷售電價后，用戶到戶電價由市場交易購電價格（或電網企業(yè)代理購電平均上網電價）、輔助服務費用、輸配電價、政府性基金及附加等構成。按照原類別、電壓等級、時段分別設定的高峰、平段、低谷分時銷售電價，調整為以市場交易購電價格（或電網企業(yè)代理購電平均上網電價）為基礎，按照統(tǒng)一規(guī)定的比例（具體詳見附件2）分別確定。
附件2（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=039e63c0caed479ea9d93f9cef94cd65.docx）確定的浮動比例如下。
該表中的浮動比例自2021年10月15日起執(zhí)行。
江蘇燃煤上網電價調整的影響
根據江蘇省發(fā)改委《江蘇完成深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易》（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html），10月份交易共成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦。交易成交價較基準價上浮比例為19.94%。
按照0.391元/kWh的基準價計算，基于江蘇省確定燃煤上網電價浮動比例：
（1）大工業(yè)用電最高上網電價約為0.672元/kWh，最低上網電價約為0.164元/kWh。浮動比例調整之前的最高上網電價為0.469元/kWh，最低上網電價約為0.352元/kWh。調整之后，燃煤上網電價的波動范圍擴大了（0.672-0.469）+（0.352-0.164）=0.391元/kWh，也就是浮動范圍擴大了一個基準價。
（2）100kVA（100kW）及以上普通工業(yè)用電最高上網電價約為0.654元/kWh，最低上網電價約為0.177元/kWh。調整之后，燃煤上網電價的波動范圍擴大了（0.654-0.469）+（0.352-0.177）=0.360元/kWh。
根據2021年10月26日國務院下發(fā)的《2030年前碳達峰行動方案》（國發(fā)[2021] 23號）文件精神，2025年、2030年的非化石燃料消費占比分別達到20%、25%。較長一段時間內，煤電仍然是電力供應主體。燃煤上網電價的浮動將直接影響用戶側執(zhí)行的銷售電價，并將以某種市場機制反映到分時電價機制之內。
幾點影響分析：
（1）燃煤發(fā)電全部進入市場交易，燃煤發(fā)電電價浮動范圍擴大，用戶側的分時電價后續(xù)將大概率持續(xù)調整，峰谷電價差進一步拉大。考慮到煤炭、煤電均實現(xiàn)市場化浮動，工商業(yè)和大工業(yè)電價的調整上可能更為頻繁，或者建立某種相關聯(lián)的浮動或價格機制，不管是在中長期交易還是在現(xiàn)貨市場上。
（2）按照調整后的浮動比例，用戶側的大工業(yè)分時電價峰谷電價差將可能達到1.2kWh、1.3元/kWh以上。以電價差套利為主要盈利模式的用戶側儲能項目投資回收期有望從4、5年縮短到4年以內，大大改善了用戶側儲能項目的投資效益，用戶側儲能市場有望全面爆發(fā)。
（3）電芯及原材料的供應承壓，中短期內的儲能投資價格可能面臨上漲壓力。電池儲能的規(guī)模化生產能力上升之后，在降低電芯等核心部件成本上面臨瓶頸。疊加通脹風險，儲能系統(tǒng)的投資成本在中短期內有可能會進一步推高。
（4）電力市場化改革將進一步加速?？傮w方向基本明確，但具體執(zhí)行政策有待進一步明確，在決策、監(jiān)管、市場各方面都還需要“摸著石頭過河”，但相關的改革將會全面加速，為碳中和、能源轉型和新型電力系統(tǒng)提供制度保障。
（5）煤炭在恢復部分產能供應后，整體供需仍然是緊平衡狀態(tài)，控煤是大勢所趨。而轉型期間的可再生能源供應能力仍有待提升，能源轉型的“陣痛期”內拉閘限電的現(xiàn)象可能持續(xù)存在，但會進一步增強計劃性，避免或減少非計劃性停電。
（6）電網在基礎設施和運營上的壓力將進一步增大。一方面，可再生能源比例提升、多源多向的特點將極大影響以傳統(tǒng)潮流走向為依據的電網架構的潮流安全和運行穩(wěn)定性，“堅強電網”壓力大增，必須基于潮流做電網優(yōu)化（包括必要的投資）、新增配電網建設和不同規(guī)模和場景下的源網荷儲一體化的靈活性“節(jié)點”建設。同時，直接交易比重提升、價格波動、電力交易主體關系的進一步復雜化等等將給電網公司的運營帶來壓力，新型電力系統(tǒng)的建設和運營迫在眉睫。
