牽住電價“牛鼻子”破解甘肅省電價水平與產業發展瓶頸

為深入了解甘肅省的電力結構與電價水平，以及電價水平對產業發展的影響，調研組重點分析了甘肅省工商業用戶的電價水平情況，提出了完善甘肅省電價機制、更好支撐產業發展的對策建議。

一、甘肅省電價水平現狀

根據國家發展改革委印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）和《甘肅省發展和改革委員會關于加快電價市場化改革有關工作的通知》（甘發改價格〔2021〕676號），甘肅省工商業用戶通過自主參與交易或電網代理購電方式形成市場化價格，以電容量為邊界，分別執行“單一制”和“兩部制”電價，其中單一制電價（僅電量電價）不分時段，所有用戶支付同一電價，兩部制電價（電量電價+容量電價）分為峰時和谷時兩個時間段計價，峰時的電費高，谷時電費相對較低。

（一）與其他西北四省區相比，甘肅省電價整體偏高。上網電價方面，根據甘肅、陜西、青海、寧夏、新疆五省區工信部門公布的數據，全省的火電基準電價居西北五省第3位（見下頁表1），高于寧夏、新疆；水電平均電價居西北五省區第2位，高于寧夏、新疆、青海；新能源基準電價居西北五省區第2位，高于寧夏、新疆、青海。輸配電價方面，全省大工業輸配電價水平高于青海、寧夏，一般工商業輸配電價在西北五省中最高。到戶電價方面，全省大工業平均到戶電價居西北五省區第3位，高于青海、新疆，一般工商業平均到戶電價居西北五省區第2位，高于寧夏、青海、新疆。綜合平均電價方面，2024年1-4月，全省各類用戶的綜合平均電價居西北五省區第2位，僅低于陜西，高于寧夏、青海、新疆。相對電價方面，調研組采用居民人均可支配收入和居民人均消費支出的比值（即居民人均收支比）作為反映各省區經濟發展及生活水平的參數，并將綜合平均電價與該參數的比值作為相對電價來衡量電價水平。經測算，全省相對電價居西北五省區第2位，分別是青海、寧夏、新疆相對電價的1.25倍、1.29倍、1.56倍。綜上，全省各類電價在西北五省區中處于偏高水平。

（二）與東部發達省份相比，甘肅省單一制工商業相對電價偏高。單一制電價是以用戶電表每月顯示出的實際用電量為計費依據。以2024年4月數據對比，全省單一制（1-10千伏）工商業用戶電價雖然低于上海、江蘇、浙江、廣東、福建五省市（見表2），但在考慮人均GDP和居民人均收支比的情況下，全省單一制工商業相對電價偏高。

（三）與全國平均水平相比，甘肅省一般工商業相對電價偏高。根據各省公布的2024年4月工商業用戶電價，一般工商業單一制（1-10千伏）平均電價為0.705359元／千瓦時，大工業兩部制（110千伏）平均電價為0.590485元／千瓦時。同期，甘肅省一般工商業單一制（1-10千伏）電價為0.646262元／千瓦時，大工業兩部制（110千伏）電價為0.446162元／千瓦時，均低于全國平均電價。但若考慮居民人均收支比，全省一般工商業單一制（1-10千伏）相對電價是全國工商業用戶相對電價的1.02倍，高于全國相對電價。

二、甘肅省電價水平較高的成因及對產業的影響分析

（一）燃煤發電仍是甘肅省主力電源。西北五省區除青海以水電為主外，其余4省區目前仍以燃煤火力發電為主力電源，火電占比從高到低分別為陜西82.6%、新疆73.77%、寧夏73.23%、甘肅49.89%。全省能源生產和消費中，化石能源仍占60%以上，尤其“一煤獨大”的格局未能根本改變。能源供給仍以火電為主，但甘肅省煤炭資源不如新疆、陜西豐富，面臨省內煤炭自給率較低、火電坑口電廠較少的問題，從新疆、寧夏長距離調入煤炭推高了煤價，致使甘肅省火電基準電價為0.3078元／千瓦時，分別比寧夏、新疆高4.83分／千瓦時、5.78分／千瓦時。

（二）新能源消納輸送能力亟待提升。全省各市州地理條件、氣候環境、電源結構、電網結構、經濟發展水平差異較大，新能源資源較好的河西地區遠離負荷中心，存在新能源就地消納能力和電力通道輸送能力不足的問題，其中河西地區的酒泉市、張掖市、金昌市的新能源裝機5229萬千瓦，但是負荷僅為850萬千瓦，電源裝機遠超當地用電負荷，消納能力弱且電力通道輸送能力嚴重不足，只能將未消納的新能源進行跨區跨省外送，目前甘肅省隴電外送區域已經擴大到了25個省份，每年對外輸送量超過520億千瓦時，其中近一半是新能源。

（三）新能源儲能裝機規模不足，電網調峰能力相對較弱。目前甘肅省電網投運的儲能主要為新能源配儲，根據甘肅省工信廳公布的2024年5月全省電力生產運行情況，全省新能源儲能365.21萬千瓦，儲能裝機規模嚴重不足，當新能源并網后，調峰壓力顯著增加，特別是在低谷時段，調峰能力嚴重不足。全省火電聯合調頻儲能、新能源配儲、電網側替代儲能、共享儲能等各類儲能統籌規劃不夠，與源網荷各要素投產不同步，在一定程度上降低了儲能利用率，導致電網運行成本上升，同時新能源電站要求配置儲能，進一步增加了新能源電站的運營成本，一定程度影響電價水平。

（四）原有招商引資電價優惠政策取消后，客觀上影響了部分企業投資積極性。根據國家發展改革委下發的電價市場化改革相關政策要求，全省于2021年10月全面取消了工商業目錄銷售電價，工商業用戶全部進入電力市場購電，用電價格通過市場交易形成。甘肅省已出臺的支持招商引資政策中關于電價的優惠政策停止執行，對用電量大的企業造成較大影響。比如，蘭州新區甘肅德福新材料有限公司，每年生產用電成本占企業生產總成本的30%以上，之前在享受電價優惠政策下每年可節約電力成本近1900萬元。還有蘭州宏彬新能源發展有限公司于2023年1月投產，2023年用電量1.3億千瓦，當年生產電費5980萬元，生產電費占企業生產成本的50%，若按優惠電價測算，可節省企業生產成本1430萬元。蘭州寶航新能源材料有限公司于2022年9月投產，2023年用電量3.2億千瓦時，當年企業生產電費14720萬元，生產電費占企業生產成本60%，若按優惠電價可節省企業生產成本3520萬元。而電價優惠政策取消后，客觀上影響了這些企業擴大投資的積極性。

（五）甘肅省電價形成機制尚不完善。一方面，新能源上網電價與煤電基準價掛鉤，不能準確反映新能源發電成本變化，反而導致能源轉型成本更高。根據國家發展改革委對新能源上網電價按當地燃煤發電基準價執行的政策要求，全國燃煤基準價最高的廣東達到0.453元／千瓦時，最低的新疆0.25元／千瓦時，甘肅0.3078元／千瓦時，陜西0.3545元／千瓦時，寧夏0.2595元／千瓦時，投資同樣規模的風、光新能源項目，在平價上網政策下，新疆、甘肅、寧夏、陜西四個省份的上網電價價差不一。與青海相比，由于青海水電占比較高，且新能源基準電價參照水電均價執行，相當于青海有84%的上網電量執行0.22元／千瓦時的價格，而甘肅省火電和新能源上網電量占比為82%，上網基準電價比青海高8.78分／千瓦時。新能源上網電價與煤電基準價掛鉤，導致全社會承擔相對更多的轉型成本。另一方面，全省一般工商業承擔的交叉補貼負擔較重，未落實國家工商業同價要求。根據國家電網甘肅電力公司統計數據，全國除甘肅、天津、陜西外，其他省份均實現了工商業同價，陜西、青海、寧夏、新疆工商業價差縮小至不到0.06元，甘肅工商業價差達0.14元。如：2024年1-4月，甘肅省一般工商業到戶電價0.646元／千瓦時，大工業平均到戶電價0.467元／千瓦時，農業生產電價0.304元／千瓦時，一般工商業承擔了較重的交叉補貼以支持大工業和農業享受低電價。工商業用戶每年承擔約16.67億元的交叉補貼，推高電價約2分／千瓦時。另外，全省自備電廠自發自用電量規模大，該部分電量不屬于公網售電量，未納入輸配電價核價電量發揮攤薄作用，影響其他工商業用戶輸配電價增加3.52分／千瓦時。同時，全省自備電廠未按國家規定承擔交叉補貼，每年涉及資金5.41億元，影響其他工商業用戶輸配電價增加0.59分／千瓦時。

三、優化甘肅省電價形成機制、支持產業更好發展的對策建議

（一）逐步優化能源結構，打造西部風光電產業集群。一是推廣清潔能源技術。鼓勵使用先進的清潔能源技術，通過技術創新來降低電力生產和傳輸成本，從而降低電價。如高溫地熱資源的最佳利用方式是地熱發電，200-400℃的地熱可以直接用來發電。多元化清潔能源技術的推廣及應用，可以有效降低電力生產成本及電價水平。二是逐步淘汰落后產能。搶抓新一輪大規模設備更新政策機遇，對高污染、高能耗、低效率的煤炭發電廠進行技術和設備改造升級，推動實現高端、智能、綠色、安全發展。對新建、改建、擴建項目采用先進工藝和裝備，確保能耗、物耗和水耗等達到清潔生產先進水平。嚴格控制不符合能耗強度、總量控制、煤炭消費減量替代或污染物排放要求的高耗能高排放項目。三是打造西部風光電產業鏈與相關產業協同發展的千億級產業集群。構建以酒泉、嘉峪關兩市為中心，張掖、武威、金昌三市協同發展，隴東南各市（州）齊頭并進的新能源產業發展布局，打造全國重要的新能源和新能源裝備制造基地，形成輻射絲綢之路沿線省區及國家的產業集群。加快建設綠電園區，大力引進綠電認證的制造業項目，培育綠電制造業產業集群，搶占綠電供應鏈市場，把新能源電力優勢轉化為發展優勢。

（二）提高新能源利用率，推動儲能規模化應用。堅持擴大內需和擴大外送并重，積極爭取國家層面從全國范圍內統籌能耗“雙控”指標，優化高載能產業布局，在河西地區集中布局一批高載能產業，有效破解酒泉等地硅石、石墨、鎢等礦產資源和綠電資源豐富，但受國家能耗“雙控”指標限制，相關產業發展受限的問題，提升新能源就地消納率。同時，支持中央在甘科研院所、省屬高校、國家電網等積極布局建設研發中心和省級以上重點實驗室，開展風儲、光儲、大電網儲等發儲用一體各類重大儲能技術攻關、應用和試點示范，加快推動儲能規模化應用，將河西走廊的風光發電轉化為“液態陽光”氫能，從根本上解決新能源儲能的瓶頸。

（三）拓寬行業投融資渠道，支持產業持續快速發展。針對新能源基礎設施建設和相關產業鏈發展普遍面臨的投資金額大、投資回收周期長等特點，鼓勵支持政策性金融機構創新信貸服務產品和方式，通過專項信貸、綠色債券等方式給予新能源企業長期限、低利率的資金支持。引導社會資本以股權投資等形式參與支持新型電力系統建設，滿足未來用電量大幅增長的需求。

（四）完善電力市場建設，逐步優化電價形成機制。一是完善新能源上網電價機制。推動新能源上網電價與燃煤基準價逐步脫鉤，實行獨立的指導價機制。同時，煤電上網電價水平要與煤電生產的真實成本保持均衡，避免電價錯配導致市場信號長期失真。二是緩解工商業交叉補貼負擔，加強自備電廠規范管理。落實國家農業水價綜合改革和銷售電價分類結構調整要求，深入推進甘肅省農業排灌用電價格改革，先行規范高揚程提灌優惠電價并嚴控農業排灌用電范圍，逐步實現農業排灌與農業生產用電同價。清理取消或優化使用隨電價征收的政府性基金，爭取中央財政扶持資金“定向補貼”農灌用戶，減輕農業排灌用戶電費負擔和工商業用電交叉補貼負擔。推動未轉公用的自備電廠足額繳納系統備用費、政策性交叉補貼，緩解其他工商業用戶交叉補貼負擔。遏制自備電廠無序發展，避免造成售電量基數減少，增加輸配電價標準。三是多措并舉降電價。甘肅電力交易中心應根據年度簽約情況合理規劃全省剩余電量，制定優化交易計劃，及時組織省內有需要的企業參加月度及周內交易，全力保障企業用電需求。加快建設適應新能源消納的電力現貨市場，組織平價新能源發電側積極參與中長期市場交易，若年內有超發水電，優先組織參加省內電力市場交易，有效平抑重點企業用電價格水平。各級電力主管部門應積極幫助企業精確分析用電需求，合理選擇用電容量，降低容量電費成本。同時，引導企業充分利用峰谷分時電價政策做最經濟有利的生產安排決策，根據電價信號調整生產計劃，主動避峰用谷，減少峰段電價支出，降低生產成本。