近日，浙江省發(fā)改委、浙江省能源局就《省發(fā)展改革委省能源局關于調整高耗能企業(yè)電價的通知(征求意見稿)》(下稱《通知》)公開征求意見?！锻ㄖ分赋?，擬適當提高高耗能企業(yè)電價，合理疏導天然氣發(fā)電、需求側響應等電價矛盾。對5大類17小類(氮肥制造、磷肥制造暫不納入)高耗能企業(yè)電價提高0.172元/千瓦時。經測算，漲幅高達35%。

　　《通知》一發(fā)布即引發(fā)熱議。多位業(yè)內人士認為，《通知》規(guī)定的漲價政策既未滿足電價市場化的要求，也不具備上繳財政的收費性質，無差別漲價對能耗水平迥異的不同企業(yè)而言有失公允。運用市場化手段建立統(tǒng)一的高耗能行業(yè)階梯電價制度才是疏導電價的良策。

　　無差別漲價恐難持續(xù)

　　考慮浙江中長期電力市場電源側主要是煤電，高耗能企業(yè)市場電價平均在0.49元/千瓦時左右。以此基數(shù)測算，0.172元/千瓦時相當于漲價35%左右。

　　《通知》明確，此舉的目的是“合理疏導天然氣發(fā)電、需求側響應等電價矛盾”。浙江是氣電大省。相關數(shù)據(jù)顯示，截至目前，浙江省氣電裝機接近1200萬千瓦，約占全省發(fā)電總裝機的11%，占比居全國前三。浙江省在其能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃中提及，通過“強非化、擴氣電、穩(wěn)煤電、增外電”做好以電力供應為重點的能源保障，“十四五”期間，在負荷中心建設高效燃機項目，因地制宜推廣天然氣分布式能源，儲備應急調峰機組，到2025年，氣電裝機達到1956萬千瓦，新增裝機700萬千瓦以上。屆時氣電發(fā)電量占省內發(fā)電總量的比重提高到19%以上。

　　但上述規(guī)劃同時指出，“十四五”期間，氣電因氣源保障、電網安全和成本疏導等因素大規(guī)模增發(fā)受限，區(qū)域和時段性供應緊張的矛盾將延續(xù)并加重。

　　眾所周知，2021年以來天然氣價格高企。其中在上一個供暖季期間(2021年11月1日—2022年3月31)，浙江省發(fā)電用天然氣門站價格從每立方米2.38元調整為4.11元，漲幅高達76%。

　　為何選擇高耗能企業(yè)進行漲價?“浙江中長期電力市場用戶電價持續(xù)上漲，國網代理購電10千伏大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶今年5月銷售電價已分別達到0.74和0.7931元/千瓦時，去年同期分別為0.6217、0.6656元/千瓦時，終端電價漲幅接近20%。中小用戶恐無力承受更多疏導，高耗能企業(yè)自然成為疏導電價的對象。”有知情人士告訴記者。

　　記者注意到，根據(jù)《浙江省2022年迎峰度夏電力促供政策攻堅行動方案》，今年該省天然氣發(fā)電、需求側向應預計增加成本超過75億元，其中高耗能行業(yè)用戶要承擔40%資金需求。

　　另一浙江省業(yè)內人士坦言，客觀看，此次無差別漲價著眼點并不在節(jié)能降耗，而是疏導電價。“但無差別漲價并不能推進企業(yè)節(jié)能工作，甚至對能耗水平先進企業(yè)而言不是公平的。但燃料價格居高不下，發(fā)電企業(yè)運營壓力巨大，相關部門特事特辦之舉不可持續(xù)。”

　　漲價依據(jù)存爭議

　　那么，此次高耗能企業(yè)電價上漲依據(jù)是什么?

　　《通知》表示，本次漲價為貫徹落實《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)關于“高耗能企業(yè)市場化交易電價不受上浮20%限制”的規(guī)定。

　　但某售電公司工作人員直言：“浙江這次漲電價并不是市場電價自然上浮，而是在市場電價之外的計劃性加價，因此與‘不受上浮20%限制’的規(guī)定并無關聯(lián)。”

　　記者注意到，今年2月，國家發(fā)改委、工信部、財政部等12部委聯(lián)合印發(fā)的《關于印發(fā)促進工業(yè)經濟平穩(wěn)增長的若干政策的通知》提出，堅持綠色發(fā)展，整合差別電價、階梯電價、懲罰性電價等差別化電價政策，建立統(tǒng)一的高耗能行業(yè)階梯電價制度。

　　有不愿具名的受訪專家認為，統(tǒng)一的高耗能行業(yè)階梯電價制度有三個關鍵點：一是具有統(tǒng)一性，即制度應在國家指導下建立;二是階梯電價實施的基礎是企業(yè)能效水平，通過電價制度鼓勵企業(yè)提升能效水平;三是加價電費有專項用途，即該部分電費應當上交財政。“工商業(yè)用戶銷售電價已從政府定價目錄刪除，這部分加價并不能套用現(xiàn)行的差別電價、階梯電價、懲罰性電價等差別化電價政策。”

　　市場化才是化解矛盾利器

　　針對上述漲價依據(jù)，業(yè)內普遍提出質疑。有受訪人士指出，國家已經確定了電力市場化的方向，合理疏導天然氣發(fā)電、需求側響應的電價矛盾，同樣應當堅持走市場化道路。

　　另有業(yè)內人士指出，需求側響應具備進入輔助服務市場的條件，部分省份已經開展相應的輔助服務交易。市場交易形成的響應價格明顯低于政府或者國網制定的補償標準，節(jié)約了系統(tǒng)運行成本，用戶參與積極性和交易公平性也得到了保證。

　　就疏導氣電成本而言，上述知情人士指出，氣電機組在浙江中長期電力市場通過掛牌交易出售電量，買家唯一，這本身就說明浙江電力市場不甚成熟。在電力市場中，不同的市場主體事實上存在購電優(yōu)先權差異。高耗能用戶優(yōu)先購買了低價的煤電，反而導致高價的氣電需要中小用戶承受。“但解決方案不應是在市場上疊加行政手段，而是應調整市場機制，制度化推動高耗能用戶多購高價電。”

　　“從供給側角度看，高耗能嚴格意義上應稱為‘高載能’。實際上，部分企業(yè)能耗已達到先進水平，但是用電量大。因此，通過市場方式漲價是最好的‘過濾器’，既能激勵能耗水平高的企業(yè)接受高電價倒逼其節(jié)能降耗，也能避免無差別漲價帶來的‘一刀切’負面影響。”有浙江售電公司工作人員進一步指出。