安徽应急跨省购电费折射电改挑战

eo记者 陈仪方

编辑 冯洁

审核 黄燕华

2022年9月，安徽省发展改革委、省能源局印发《 关于应急跨省购电费用分摊有关事项的通知 》（以下简称《通知》）。《通知》提出：在极端高温严寒天气以及突发性自然灾害时期，为保障居民、农业、工商业电力供应，确需从省外应急购电的，产生的损益由全体工商业用户承担。

据eo了解，此举主要是为疏导2022年8月迎峰度夏期间产生的高额跨省购电费用，并明确后续类似情况时的应对措施。10月安徽电网企业代理工商业用户电价表和代理购电价格表的表注部分显示，8月高温应急跨省购电费用目前暂未发行。

2022年迎峰度夏期间，安徽全省电力供应紧张，全省实测最大用电负荷达5508万千瓦，较上年增长16.2%，比全省常规电力供应能力高出980万千瓦。省外应急购电是安徽省保供电的一大措施，安徽省发展改革委、省能源局组织电网企业通过省间协议、省间现货市场交易、省间临时互济、跨省应急调度等多种方式购电。

安徽省 发展改革委 官网显示，2022年8月，安徽省委常委、常务副省长刘惠专门率队赴华东能源监管局和国家电网华东分部调研座谈，提出希望华东能源监管局和国家电网公司华东分部继续帮助安徽省做好电力供应保障工作。

与《通知》一同发布的政策解读文章显示，在极端高温天气特别是8月用电紧张的情况下，安徽从省外购电约21亿千瓦时，最高价6.547元/千瓦时，最低价0.2902元/千瓦时，平均购电价格2.37元/千瓦时。

2022年4月开始，覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司的省间电力现货市场开启结算试运行，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易，跨省互济比从前更为便利。省间电力现货市场价格上限为10元/千瓦时，远高于各省级电力市场的交易价格上限。在迎峰度夏期间，省间电力现货市场价格也一路走高，甚至一度达到10元上限。国网安徽电力公司在其微信公众号“皖电动态”中介绍，迎峰度夏期间，按照省保供办的要求，公司主动参与省间现货市场、华东备用市场购电。

伴随着电改的深入，电力行业上游的成本变化正在逐渐向下游传导。自2021年底取消工商业目录销售电价开始，工商业用户全部进入市场，未直接进入市场交易的工商业用户由电网代理购电。

与此同时，居民、农业用电仍由电网企业保障供应，执行固定电价，仍保持较低水平。由于发用电两侧市场化规模不完全一致，可能会出现低价电源不足以供应受保障用户的情况。如果这部分电量出现高买低卖的情况，按照国家 发展改革委 2021年出台的文件要求，产生的亏损由全体工商业用户按月分摊。如果出现相反的情况，则由全体工商业用户分享盈利。

尽管目前尚未公布安徽8月高温应急跨省购电费用户最终承担的数目，但电网公司公布的9月电网代理购电价格中“保障居民农业用电价格稳定新增损益分摊水平”也可作参考。 每月的“保障居民农业用电价格稳定新增损益分摊水平”是根据上月代理购电情况测算，逐月滚动结算。2022年安徽保障居民、农业用电价格稳定产生的损益大部分月份都在正负1分/千瓦时左右浮动，但9月的分摊水平（根据8月情况测算）升高至6.07分/千瓦时，带动代理购电工商业用户电价明显上涨。

2022年安徽省保障居民农业用电价格稳定

新增损益分摊水平

《通知》表示，为保障极端天气情况下电力安全稳定供应，建立应急跨省购电费用分摊机制有利于及时向用户传导价格信号，引导用户主动加强需求侧管理。

有电力专家认为，随着电力市场建设的逐步深入，用户需要逐步适应电力价格的波动，主动采取措施避免在高峰期用电，如建设分布式光伏、储能，开展节能改造、避峰生产等。安徽出台政策明确这一规则，有助于在电力市场形成稳定的预期。

对于应急跨省购电费的具体承担形式，《通知》规定，当月发生的应急跨省购电费用，原则上按当月全体工商业用户实际用电量分摊，但允许一次性缴纳有困难的用户缓缴，电网企业应在电费发票中注明“应急跨省购电费”。

前述专家表示，当月发生的费用按当月用电量分摊是比较科学的做法。如果当月发生的费用按照后续月份用电量分摊，对于在高峰期主动错峰用电，后续月份抓紧生产的企业反而产生了“惩罚效果”。但允许缓缴可以避免一些企业单月支付过高电费，减轻企业的现金流压力。

与此同时，上述专家认为具体分摊方式还有优化空间，例如按用电量平均分摊并不能完全体现用户在错峰用电上的贡献大小。另外，由于是在突发情况下由电网代表所有用户购电，也应有相关的配套措施保证电网公司能够尽可能选择相对便宜的电力，不过分增加用户的负担。

《通知》的出台包含着能源主管部门对本省电力供应的预判与应对。与《通知》一同发布的政策解读文章显示，“十四五”期间安徽电力需求仍将保持高速增长，在度夏（冬）期间均存在供电缺口，已被国家能源局列为红色预警省份。

根据《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024年）》中的初步测算，安徽全省“十四五”电力需求将保持年均7%左右的较快增长，2024年最大用电负荷达到6530万千瓦，依靠现有电力供应能力及省际间临时电力互济已难以满足高峰用电需求，存在较大的电力供应保障缺口。为此，这一方案从确保省内电源投产、争取省外电力、新增灵活性电源、加强需求测管理等方面加强保障能力。

因此，此次出台《通知》，既是为了解决眼前的问题，也是防止后续再出现跨省应急购电时，费用分摊能够有政策支撑。《通知》也特别提及，此举为“保障全省电力供应提供了政策支持和制度保证”。 

自2015年新一轮电改启动以后，改革一直沿着让市场决定电力价格的方向逐步推进。改革初期电力供应较为宽松，因此市场化电量很长一段时间都是以降价为主。随着供需形势的变化，扩大市场交易电价上下浮动范围成为保障电力安全稳定供应的重要手段。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》出台时，国家 发展改革委 曾表示，将真正建立起“能涨能跌”的市场化电价机制。这也意味着改革正在走进深水区。

安徽省是全国第二批电力现货试点之一，2022年二季度，安徽电力现货市场开展了模拟试运行。目前安徽省内电力市场实际结算的交易仅限于中长期交易，而省间电力交易已经进入现货这一“高级阶段”，两者处于不同阶段且价格上限相差较大，因此省内与省间电力交易的衔接是许多参与跨省交易的省份都必须面对的情况，也是市场设计者在推进改革时必须考虑的因素。

实际上，据eo了解，尽管省间现货市场限价较高，但只是在部分紧张时段成交价格较高，在省间互济方面仍然起到积极作用。曾有不少业内人士在省间现货市场启动前夕就表达过期待，因为省间现货交易灵活性更强，可以帮助一些省在调峰压力较大的时段更容易向其他省买电。

但在电价向下游疏导和控制用能成本之间实现平衡在操作层面有难度，较低水平的电价有助于保持企业的竞争力，这也是各地方政府的重要考量。但是市场并不必然导致涨价，发展中的问题还需通过发展来解决，一个更加成熟完善的电力市场有助于增加用户的选择权，使其最终能做出最符合自身利益的选择。而在通向这一目的地的过程中，如何妥善处理分歧、凝聚共识，则需要更大的改革智慧。

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