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涨电价时代来临!“正价差”下的用户和售电公司如何应对?
发布日期:2021-09-27  来源:北极星售电网  浏览次数:6028
            近期广西、广东先后发文调整电力市场化交易价格区间。9月23日广西工信厅发布关于征求2021年全区电力市场化交易调整方案(征求意见稿)的函。称今年以来,由于供应偏紧等影响导致煤炭价格大幅度上扬并维持高位运行,煤电企业产销成本倒挂严重,广西燃煤发电企业全面亏损,因此拟采取调整电价机制、重新组织电力市场化交易等措施。

      广东9月24日发文完善四季度电力市场运行有关事项,允许月度交易价差可正可负,其中上浮幅度不超过燃基准价10%,下浮幅度不超过燃煤基准价15%。建立市场价格疏导机制。当售电公司月竞成交价差为正时,将正价差对应的超额电费,全额传导至市场用户。

      广西:调整电价机制、重新开展交易 用户侧可能涨价超7分!

      广西《2021年全区电力市场化交易调整方案(征求意见稿)》指出,今年以来,煤电企业产销成本倒挂严重,经营陷入困境,水电来水偏枯,导致自7月中旬以来进入“电力电量”双缺局面,因此起草《2021年全区电力市场化交易调整方案(征求意见稿)》。

      《调整方案》中称,对于未开展交易的电量,将现行燃煤标杆电价改为按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,上浮不超过10%,下浮不超过15%,具体幅度由市场交易形成。2022年起电力市场化交易价格机制也按照此原则执行。

      对于今年已经开展交易且尚未结算的电量,重新组织电力市场化交易。对于重新参与交易且未达成协议的多月交易电量,用户侧按照超发计划用电价格上浮10%进行结算,发电侧按照政府核定的上网电价结算,盈余资金纳入年度偏差电量资金池。

      广西某售电公司工作人员向北极星售电网介绍,广西超计划用电的价格是0.42661元/千瓦时,若重新参与交易且未达成协议的多月交易电量,用户侧的价格在此基础上上浮10%,即0.4693元/千瓦时,这个价格比2021年长协成交价格0.39元/千瓦时提高了7.9分。该售电公司工作人员称:“这个文件目前只是征求意见稿,还没有执行,不知道具体哪些电量会重新交易。如果真的按照这个文件执行的话,售电公司的盈利会减少,但价格浮动不大,在几厘左右。影响较大的是用电企业,和长协价格相比可能会涨价7分多。”广西某电力用户无奈地表示,“之前签过的合同被否定,重新参与交易但未达成协议的电量还要多交钱,这显然带有一些强迫的意思,或许我们只能配合政府积极参与重新开展的交易了。”

      广东:正价差时代来临 超额电费将全额传导至市场用户

      同样处于南方区域的广东也在遭受燃料价格上涨、电力供应紧张的影响,发电企业度电发电成本已经高于基准价。在此背景下,9月24日广东电力交易中心发文称,基于最大程度尊重现有批发、零售合同的同时,合理疏导发电侧成本的原则,对2021年四季度电力市场运行有关事项进行完善调整,允许月度交易成交价差可正可负(在基准价0.453元/千瓦时的基础上,申报价差上限为0.0453元/千瓦时,申报价差下限为-0.068元/千瓦时),同时正价差对应的超额电费将全额传导至市场用户。

      对于售电公司来说,如果月竞价差为正,售电公司月竞电量按0价差结算,不受正价差影响。对于发电企业来说,发电企业按照月度交易形成的价格结算,对于发电企业参与月度交易的电量,其发电成本得以疏导;对于电力用户来说,当全月总超额电费为正时,由所有市场用户根据月度实际用电量比例分摊。但是即使出现正价差,综合考虑零售合同和超额电费分摊后,用电侧结算价差仍会为负价差,电价并不会出现较大浮动的上涨,而且有序用电还能得到缓解。那么整体看来,电力用户最终可以获得多少的让利呢?广东电力交易中心给出以下测算:

      零售结算时,用户侧按现有零售合同开展结算。在此基础上,由用户分摊超额电费。

      考虑市场中仅月竞成交电量涉及超额电费,且大部分市场电量已在年度交易中成交(1-8月均值为74%),月竞成交电量比重较少。平均来看,原零售合同价差约为-4分/千瓦时,若超额度电分摊为-1分/千瓦时,综合来看让利价差约为-3分/千瓦时。

      关于退市:退市用户电度电价最高按目录电价的1.5倍执行!

      越来越少的发电侧让利难免会让部分用户打起“退堂鼓”,为避免用户大量退市,广西和广东采取了一些措施来保持市场稳定。

      广西发改委9月8日发布《关于退出电力市场用户执行保底供电价格有关事项的通知(征求意见稿)》,称对于退出市场的电力用户实行保底供电,其电度电价暂按广西电网目录销售电度电价(不含政府性基金及附加)的1.5倍执行。

      广东电力交易中心对电力用户退出机制也进行了完善,在《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》中称原则上不允许已进入市场的电力用户退出市场。对于无正当理由退市的电力用户,原法人及法人代表3年内不得再选择市场化交易,在此期间,其用电价格按照核定目录电价的1.2倍执行。

      可见用户一旦退市,用电成本将大幅增加。既然如此,不如调整好心态去面对电力市场可能出现的低价差,及时了解市场动态,找到靠谱的售电公司进行签约。签约时可以将长协作为“压舱石”来锁定收益。

      售电公司的未来:向“售电+”转变

      电力市场经历了一段时间的波动之后,售电公司应该意识到,如今的定位不应只是简单的“买卖电”,而应更加深入了解电力用户的需求。尤其是在能耗双控趋严、绿色电力市场化交易开市、分时电价等大背景下,越来越多的用电企业会通过配置储能、开展综合能源、使用绿色电力等方式改变用电结构和时段。

      售电公司应该看准时机,可以发展“售电+储能”业务,既能起到削峰填谷的作用,又可以帮助用户合理利用分时电价政策,提高低谷时段用电比重、降低高峰时段用电比重,从而实现用户用电降费的目标。或者向用户提供综合能源服务,根据用户需求,为用户提供个性化、多元化和套餐式的服务方案,根据用户的用电习惯,为用户提供经济性分析,制定节能方案,改善用户的用电消费行为。也可以参与到绿电交易中,例如在广西最新发布的《广西绿色电力市场化交易实施方案(试行)》中提到,符合广西电力市场准入条件,在交易中心完成注册的售电公司均可参与绿色电力交易,售电公司与零售用户须签订零售服务合同,约定绿色电力交易相关信息。电力用户同一时期只能选择一家售电公司代理购电。已参加广西中长期交易的市场主体,零售代理关系需保持一致。这给售电公司创造了机会。

      另外在合同签订上,售电公司应吸取教训,签订合同前充分向用户说明市场会有波动风险,尽可能不再使用保底合同。除此之外售电公司自身也应该提高业务水平,及时了解政策,具备化解风险的能力。