2021年，在国家发改委、能源局的统一部署和要求下，全国各省市的工商业电价持续调整。本文对江苏现行的工商业电价和调整要求，以及最新发文的燃煤上网电价进行了梳理，并对后续的分时电价走向进行了分析。

全文内容：

（1）2021年1月1日起执行的工商业分时电价

（2）2021年江苏电网执行的尖峰电价

（3）根据历史数据统计执行尖峰电价的天数

（4）江苏省燃煤上网电价调整

（5）江苏燃煤上网电价调整的影响

2021年1月1日起执行的工商业分时电价

2020-2022年江苏电网执行的销售电价主要基于2020年11月3日由江苏省发改委下发的《省发展改革委关于江苏电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》（苏发改价格发〔2020〕1183号）。

（通知官方链接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2020/11/3/art_72382_9554755.html，销售电价附件下载地址：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=c5e18d664a0f4a05a0e8affa6fa0fce8.pdf）

根据该通知，江苏电网执行的输配电价和销售电价见下图。通知附件中规定的电价自2021年1月1日起执行。

2021年江苏省执行的尖峰电价

2021年6月11日，为了优化电力配置、节电力供需矛盾，江苏省发改委《关于明确2021年尖峰电价有关问题的通知》中明确了315kVA及以上的大工业用户的尖峰电价执行时间和电价标准。

（官方链接：http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/6/15/art_284_9849679.html）

对于315kVA及以上的大工业用户：

（1）7月1日至14日，仍按现行尖峰电价政策执行，即日最高气温超过35℃（不含）时，上午10:00—11:00，在峰段电价基础上每千瓦时加价0.1元。

（2）7月15日至8月31日，日最高气温达到或超过35℃时，上午10:00—11:00，在现行峰段电价基础上，每千瓦时加价0.10元。下午14:00—15:00，由平段电价调整为峰段电价，并每千瓦时加价0.10元。其他时段相应调整为：峰段：8:00—10:00，11:00—12:00，19:00—22:00；平段：12:00—14:00，15:00—19:00，22:00—24:00；谷段：00:00—8:00。

日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目后天气预报发布的南京次日最高温度为准，次日予以实施。

2021年7月29日，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）中，部署进一步完善分时电价机制（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123）。江苏省已在6月11日发文中明确了尖峰电价，2021年不再对尖峰电价进一步调整。

调整前分时电价时段和价格示意图：

根据发改价格〔2015〕1028号文规定，7月1日到7月14日执行尖峰电价时间内，110kV和35kV的分时电价见图3.6和图3.7。

以下是调整前35kV、110kV大工业用电的分时电价。

调整后分时电价时段和价格示意图：

根据6月11日的发文，以35kV、110kV为例，执行的分时电价如下：

（7月1日到14日执行尖峰电价的35kV大工业分时电价）

（7月1日到14日执行尖峰电价的110kV大工业分时电价）

（7月15日到8月31日执行尖峰电价的35kV大工业分时电价）

（7月15日到8月31日执行尖峰电价的110kV大工业分时电价）

根据历史数据统计执行尖峰电价的天数

根据气象统计数据，2020年和2021年7月到8月日最高气温达到或超过35℃的天数统计见下图。

（2020年和2021年7月和8月日最高气温达到或超过35℃的天数）

江苏省燃煤上网电价调整

2021年10月14日，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202110/t20211012_1299461.html?code=&state=123）中明确的改革内容：

（一）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。

（二）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。

（三）推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。

2021年10月25日，根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称1439号文件）精神和《国家发展改革委办公厅关于做好目录销售电价调整落实工作的通知》要求，江苏省发改委下发了《关于进一步做好深化燃煤发电上网电价市场化改革工作的通知》（苏发改价格发〔2021〕1008号）（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html）。

通知中明确：

取消我省现行一般工商业及其它用电、大工业用电的目录销售电价。取消目录销售电价后，用户到户电价由市场交易购电价格（或电网企业代理购电平均上网电价）、辅助服务费用、输配电价、政府性基金及附加等构成。按照原类别、电压等级、时段分别设定的高峰、平段、低谷分时销售电价，调整为以市场交易购电价格（或电网企业代理购电平均上网电价）为基础，按照统一规定的比例（具体详见附件2）分别确定。

附件2（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/module/download/downfile.jsp?classid=0&filename=039e63c0caed479ea9d93f9cef94cd65.docx）确定的浮动比例如下。

该表中的浮动比例自2021年10月15日起执行。

江苏燃煤上网电价调整的影响

根据江苏省发改委《江苏完成深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易》（http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2021/10/15/art_285_10071964.html），10月份交易共成交电量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦。交易成交价较基准价上浮比例为19.94%。

按照0.391元/kWh的基准价计算，基于江苏省确定燃煤上网电价浮动比例：

（1）大工业用电最高上网电价约为0.672元/kWh，最低上网电价约为0.164元/kWh。浮动比例调整之前的最高上网电价为0.469元/kWh，最低上网电价约为0.352元/kWh。调整之后，燃煤上网电价的波动范围扩大了（0.672-0.469）+（0.352-0.164）=0.391元/kWh，也就是浮动范围扩大了一个基准价。

（2）100kVA（100kW）及以上普通工业用电最高上网电价约为0.654元/kWh，最低上网电价约为0.177元/kWh。调整之后，燃煤上网电价的波动范围扩大了（0.654-0.469）+（0.352-0.177）=0.360元/kWh。

根据2021年10月26日国务院下发的《2030年前碳达峰行动方案》（国发[2021] 23号）文件精神，2025年、2030年的非化石燃料消费占比分别达到20%、25%。较长一段时间内，煤电仍然是电力供应主体。燃煤上网电价的浮动将直接影响用户侧执行的销售电价，并将以某种市场机制反映到分时电价机制之内。

几点影响分析：

（1）燃煤发电全部进入市场交易，燃煤发电电价浮动范围扩大，用户侧的分时电价后续将大概率持续调整，峰谷电价差进一步拉大。考虑到煤炭、煤电均实现市场化浮动，工商业和大工业电价的调整上可能更为频繁，或者建立某种相关联的浮动或价格机制，不管是在中长期交易还是在现货市场上。

（2）按照调整后的浮动比例，用户侧的大工业分时电价峰谷电价差将可能达到1.2kWh、1.3元/kWh以上。以电价差套利为主要盈利模式的用户侧储能项目投资回收期有望从4、5年缩短到4年以内，大大改善了用户侧储能项目的投资效益，用户侧储能市场有望全面爆发。

（3）电芯及原材料的供应承压，中短期内的储能投资价格可能面临上涨压力。电池储能的规模化生产能力上升之后，在降低电芯等核心部件成本上面临瓶颈。叠加通胀风险，储能系统的投资成本在中短期内有可能会进一步推高。

（4）电力市场化改革将进一步加速。总体方向基本明确，但具体执行政策有待进一步明确，在决策、监管、市场各方面都还需要“摸着石头过河”，但相关的改革将会全面加速，为碳中和、能源转型和新型电力系统提供制度保障。

（5）煤炭在恢复部分产能供应后，整体供需仍然是紧平衡状态，控煤是大势所趋。而转型期间的可再生能源供应能力仍有待提升，能源转型的“阵痛期”内拉闸限电的现象可能持续存在，但会进一步增强计划性，避免或减少非计划性停电。

（6）电网在基础设施和运营上的压力将进一步增大。一方面，可再生能源比例提升、多源多向的特点将极大影响以传统潮流走向为依据的电网架构的潮流安全和运行稳定性，“坚强电网”压力大增，必须基于潮流做电网优化（包括必要的投资）、新增配电网建设和不同规模和场景下的源网荷储一体化的灵活性“节点”建设。同时，直接交易比重提升、价格波动、电力交易主体关系的进一步复杂化等等将给电网公司的运营带来压力，新型电力系统的建设和运营迫在眉睫。