分时电价及电解铝阶梯

分时电价及电解铝阶梯电价政策解读2021年9月CONTENTS目录二、电解铝阶梯电价政策一、分时电价政策自上世纪80年代以来，我国以电能时间价值规律为基础，建立了目录分时电价体系，对提高电力系统整体利用效率发挥了重要作用。随着电力市场化改革深入推进以及发用电特性深刻变化，分时电价制度也暴露出时段划分与负荷特性错配、峰谷比价偏低等问题，制约了分时电价对优化电力资源配置、促进绿色发展的引导作用。为实现碳达峰、碳中和目标，缓解当前电力供需紧张矛盾，公司积极推动国家发改委进一步完善分时电价政策。经各方共同努力，国家发改委于7月29日印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》。01PART完善分时电价机制具有重要意义有利于促进可再生能源消纳实践证明，分时电价能够有效引导电力供需，降低电力最大峰谷差，进而释放系统调节资源、提升可再生能源消纳能力，降低整体碳排放水平。（一）完善分时电价机制具有重要意义有利于缓解电力供需矛盾基于电力负荷曲线划分峰谷时段、设置峰谷比价，反映电能时间价值，既有利于引导电力用户“削峰填谷”、缓解高峰时段保供压力，也有利于引导电力用户接受电能价格波动、促进电力市场建设。有利于提高能源利用效率在高峰时段基础上，划出尖峰时段并进一步提高加价水平，削减占全年用电时间不足5%的尖峰负荷，有利于降低相关电源、电网投资，提升电力系统运营效率，缓解“双碳”目标带来的成本上涨压力。（一）完善分时电价机制具有重要意义有利于提升系统调节能力2020年，公司经营区高峰电价平均为低谷电价的2.9倍，峰谷价差平均约为每千瓦时0.55元；若峰谷比价提升为4倍，峰谷价差将扩大到0.75元。随着峰谷价差增扩以及储能技术进步，用户侧储能在多数省份将具有较好的经济性，有利于引导社会资本投资建设储能设施，促进储能产业良性发展，提升电力系统灵活性水平。02PART分时电价政策要点科学划分峰谷时段出台背景：据统计，我国大部分省份已多年（15-29年）未对峰谷时段划分进行调整，随着用电负荷特性的变化，各地峰谷时段划分与实际负荷曲线已发生了不同程度的错位，个别地区甚至在高峰时段执行了低谷价格。另一方面，随着新能源高比例接入，电力平衡需要考虑新能源及用户的双向波动，电力峰谷特性也将发生巨大变化。以青海、甘肃等新能源富集地区为例，传统的午高峰也正是光伏大发时期，电力供大于求，继续执行高峰电价与电力供需特性严重不符，反而制约了清洁能源消纳。政策要点：要求统筹考虑电力供需状况、用电负荷特性、新能源装机占比等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，并结合现货市场信号动态调整。（二）分时电价政策要点合理确定峰谷价差出台背景：现行峰谷价差原则上以平段电价为基础，峰段上浮50%、谷段下浮50%，峰谷比价3:1。实际执行中，各地大工业峰谷比价处于1.1-4.6倍之间、平均约2.9倍，一般工商业峰谷比价处于1.1-4.5倍之间、平均约2.8倍，居民峰谷价差较小、平均比价约1.9倍。从国际经验看，高峰、低谷价差不宜设定过高（通常为3:1左右），否则将推升调节能力弱的用户的用电成本。政策要点：要求峰谷价差原则上不低于3:1；对于电力供需紧张、峰谷差率超过40%的地方，峰谷价差原则上不得低于4:1。（二）分时电价政策要点建立尖峰电价机制出台背景：随着“碳达峰、碳中和”工作推进，化石能源消费持续转型为电力消费，用电负荷对气温变化更加敏感。据统计，夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，显著推高了电力保供成本。当前，部分省份高峰、低谷价差仍然偏低，尖峰电价也仅在高峰电价基础上加价0.1元左右，尖、谷电价比仅约2.5-4.8倍，远低于国际上8-15倍的水平，难以有效引导用户削减尖峰负荷。政策要点：要求各地积极推行尖峰电价，加价标准较高峰电价上浮不低于20%（约0.1元-0.15元），执行时间应与用电高峰期相匹配（实际负荷达到了最大负荷的95%及以上）。（二）分时电价政策要点扩大政策实施范围出台背景：我国执行分时电价的售电量比例整体约为60%，但各类别用电执行力度差异较大。大工业可通过“三班倒”来充分利用低谷低价电，执行分时电价的电量占比达83%。一般工商业用电调节能力弱于大工业，部分地方暂停了商业分时电价政策，执行分时电价的电量占比约54%。为保障民生用电价格稳定，仅有少部分省份出台了居民、农业用电分时电价政策，电量占比仅约19%、10%。政策要点：要求各地加快将分时电价执行范围扩大到除电气化铁路以外的工商业用户，有条件的地方逐步推广居民分时电价政策，不得自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围，严禁以完善分时电价机制为名变相实施优惠电价。（二）分时电价政策要点加强计划与市场衔接出台背景：电力市场的重要作用是挖掘电能的时段价值，但在政府定价向市场竞价过渡过程中，部分地区峰谷分时电价机制失效甚至完全退出。以甘肃省为例，结合第二周期输配电价改革已取消了大工业目录电价、大工业电量全部进入市场，甘肃市场交易规则中规定用户与电厂之间需签订带时标和价格的合约，但现阶段交易价格普遍为一条直线、完全未体现时段价值，政府定价退出加之市场失灵，导致分时价格信号更趋弱化。政策要点：要求各地完善市场交易规则，原则上市场主体所申报的峰谷价差不得低于目录分时电价的峰谷价差。市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。（二）分时电价政策要点CONTENTS目录一、分时电价政策二、电解铝阶梯电价政策01PART电解铝行业基本情况从产能看2017年我国对电解铝产能设定了4500万吨的“天花板”，目前已建成产能4295万吨、年产值约8000亿元，60%以上的产能集中在山东、新疆、内蒙、云南四地。（一）电解铝行业基本情况电解铝是典型的高产值、高耗能行业，目前电解铝用电以火电为主，电解铝行业碳排放约占全国CO2总排放的5%。从用电看电解铝每吨耗电约1.3万千瓦时，2020年用电量约5020亿千瓦时，其中电网直供电量约1930亿千瓦时，80%以上参与了市场交易，平均电价每千瓦时0.34元、较大工业平均电价低约0.26元；自备电厂自发自用电量约3090亿千瓦时，占比超过60%，电价比从电网购电更具优势。从成本看2020年电解铝成本每吨约12000元，其中原材料氧化铝成本占比36%、用电成本占比33%、其他成本合计占比31%。[据统计，石化、金属冶炼等五类高耗能行业中，电费占总成本的平均比例为3.74%。电解铝是所有类别中最典型的“高耗电”行业，电费占比最高]（一）电解铝行业基本情况从效益看今年电解铝平均价格高达1.8万元、8月份已突破2万元，各省电解铝企业盈利区间介于每吨4000-8000元之间，其中新疆、内蒙古每吨盈利超过7000元。若每度电上涨0.1元，将推高吨铝成本约1300元，电解铝企业具备足够的承受能力。02PART电解铝阶梯电价政策要点2013年，国家发改委、工信部印发《关于电解铝企业用电实行阶梯电价政策的通知》，规定电解铝企业电耗高于国家标准能耗限定值的，执行每千瓦时2-8分钱的阶梯电价加价。实际执行中，由于电解铝企业能耗均低于考核值，2013-2020年阶梯电价加价费用为零，阶梯电价政策没有发挥效用。针对现行电解铝阶梯电价政策存在的问题，国家发改委于8月27日印发《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》（发改价格〔2021〕1239号），着力从三个方面进行完善：（二）电解铝阶梯电价政策要点分档设置阶梯电价。结合目前电解铝先进能效水平，将电解铝阶梯电价分档标准设定为每吨13650千瓦时，低于分档标准的不加价；高于分档标准的，每超过20千瓦时、对全部用电量度电加价0.01元。稳步调整分档标准。考虑电解铝技术进步，自2023年起分档标准调整为每吨13450千瓦时，自2025年起分档标准调整为每吨13300千瓦时。加大能耗考核力度（二）电解铝阶梯电价政策要点与能源清洁利用协同。鼓励电解铝企业多购买风光电量，风光电量占比每提高一个百分点、阶梯电价加价标准相应降低一个百分点。与电力市场交易协同。未如期缴纳加价电费或未完成节能目标的电解铝企业，不得参与电力市场交易，执行保底电价（高于目录销售电价）。与其他支持政策协同。各地严禁通过优惠电价、组织专场交易等形式支持电解铝企业，违规出台优惠电价将纳入省级政府能耗双控目标责任考核。促进政策协同发力（二）电解铝阶梯电价政策要点通过节能监察增强电耗信息精准性。省级节能主管部门牵头对当地电解铝企业开展专项节能监察，于每年3月底前将电解铝企业用电量、电耗等监察结果报送省级发展改革部门。通过信息公示增强加价电费透明度。省级发展改革部门于每年4月15日前确定当地电解铝企业上年度阶梯电价加价情况，并向社会公布、接受社会监督。通过联合惩戒提升电价政策权威性。电网企业应及时足额向电解铝企业收取加价电费，对收到电网企业加价电费缴纳通知单90天后仍未缴纳的电解铝企业，应缴纳加价电费按原标准1.5倍执行，企业节能目标责任评价考核时相应扣分，并依法依规对企业实施失信联合惩戒。完善电费征缴流程（二）电解铝阶梯电价政策要点整体看，电解铝新政策延续了现行阶梯电价机制，通过提高考核标准、完善监管规则提升了政策操作性，彰显了政府主管部门对节能减碳的决心，相关制度设计将为完善钢铁等其他高耗能行业