6月以來，河北、山東、河南、陜西、甘肅、寧夏、新疆等7個省級電網，以及西北電網用電負荷均創歷史新高。江蘇電網最高用電負荷比去年提前19天破億，夏季用電高峰提前到來。
熱浪席卷全國多地，“迎峰度夏”正成為電力保障工作重心。
國家發改委新聞發言人孟瑋日前在例行新聞發布會上表示，國家發改委將進一步壓實地方和企業能源保供主體責任，全力保障迎峰度夏電力安全穩定供應。
具體舉措包括，鼓勵通過市場化需求響應減小尖峰電力缺口，督促各地細化完善各種情形下的應急保供預案，提前開展實戰應急演練，做到有備無患，確保極端條件下民生和重點用能不受影響。
第一財經記者梳理各地出臺的相關政策發現，除了延續往年供給側的電力保障，許多省份都將目光投向了需求側的市場化調節，其中的重點調整對象就是高耗能企業。
多位業界專家認為，積極調整高耗能企業電價，不僅能夠直接有效地調節電力需求、保障電力系統安全穩定，而且有利于促進產業結構升級和經濟綠色轉型。但是從短期來看，這必然給相關企業帶來負擔。因此，各地仍需注意方式方法，避免“一刀切”的簡單加價，對產業鏈造成較大負面影響。
多省份密集調整高耗能電價
受生產復蘇和持續高溫影響，國內多個地區用電負荷創歷史新高。
國家電網監測數據顯示，6月以來，河北、山東、河南、陜西、甘肅、寧夏、新疆等7個省級電網，以及西北電網用電負荷均創歷史新高。江蘇電網最高用電負荷比去年提前19天破億，夏季用電高峰提前到來。
針對電力負荷猛增的情況，云南、寧夏、浙江、湖南等多個省份專門出臺了有關高耗能企業的電價調整方案。
例如，湖南省發改委日前發布的《湖南省高耗能企業迎峰度夏市場交易方案》明確，高耗能企業市場交易價差申報范圍為：月前基礎負荷交易為-90元/兆瓦時至90元/兆瓦時，月內競價交易最低為90元/兆瓦時，不設上限。
對于超合同用電，電力調度機構預測無供電缺口時段，結算價差執行中長期交易規則有關規定；預測有供電缺口時段，執行懲罰性電價，結算價差按月內交易價差+代理服務價格+10元/千瓦時執行。
這意味著，超出合同部分的用電，每度電或許要加價10元。
“這里面的一個關鍵變量是：電力調度機構預測有無供電缺口時段。據我了解，以目前的技術水平只能日前通知，沒法太早通知。因此，高耗能企業針對電力供需狀態作出及時調整的空間相對有限。如果他們承擔了較大幅度的懲罰性電價，最終傳導下去，還是要由社會買單。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎對第一財經記者分析。
如果說湖南等地出臺的電價政策尚且給高耗能企業留有調整生產的余地，那么浙江省出臺的政策則因其“無差別”而引發了更廣泛的關注。
5月中旬，浙江省發展改革委、浙江省能源局公開發布《省發展改革委 省能源局關于調整高耗能企業電價的通知(征求意見稿)》，擬適當提高高耗能企業電價，合理疏導天然氣發電、需求側響應等電價矛盾，對涉及634家高耗能企業電價提高0.172元/千瓦時。經測算，漲幅高達35%。
從類別來看，加價的高耗能行業涉及石油、煤炭及其他燃料加工業、化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制造業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業。但是這次調價并不涉及氮肥制造、磷肥制造企業，有業內人士稱這是為了保持農業電價穩定。
電價浮動影響幾何
事實上，自2021年底以來，有關高耗能電價是否要漲、漲多少、怎么漲，成為多方關心的熱點問題。
2021年10月，國家發改委印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》明確，燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%。高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受第一財經記者采訪時表示，以往電價“易跌難漲”，這次改革具有突破性的意義。
當下多地均強調從高耗能行業著手調整電價，這能在多大程度上緩解電力供應壓力？
當前國內高耗能行業在全社會用電量中的占比超過40%，其中僅鋼鐵、水泥和有色三個行業的用電需求就占到全社會用電量的20%，但是這些行業的附加值并不高。
“對于高耗能企業來說，電價是至關重要的成本。過去，很多地方實際上對于高耗能企業的電價是打了折扣的，借此吸引相關企業入駐，增加稅收。在供需不平衡的背景下，這種做法并不合理，改變勢在必行。”林伯強稱。
從結果來看，多個產業正在承受價格傳導帶來的壓力。
一家國有石化企業管理人士告訴記者，今年以來，受到國際原油價格飆升等因素影響，原料成本迅速提高，疊加下游制造業需求不振，因此價格傳導不暢，經營面臨壓力。如果再“電費加價”將會“雪上加霜”。
據海通證券此前測算，基礎化工行業的電費支出占營業成本的14%，在各大行業中排名前列。此外，管道運輸、水泥石灰和石膏，有色金屬礦采選產品等行業電費支出占比也超過10%。
也有投資者在平臺提問電價上漲對主營水泥業務公司的影響，天山股份回復稱：公司2022年1~5月份外購電力綜合成本較去年同期上漲10%左右。
“電力成本在制造成本中的占比不大，電價的調整對公司成本影響較小。公司積極實施各項舉措降低電耗，持續優化用電結構，應對電價變化對生產成本的影響。”天山股份補充稱。
浙江省石油和化學工業行業協會在上述征求意見稿公布后對媒體表示，建議電價進一步市場化時，應將產業鏈特點、企業能耗水平予以綜合考慮。
專家：不宜一刀切，鼓勵企業加強能耗管理
盡管國家發改委以及多地部門均對高耗能企業的電價作出調整，但據記者了解，部分地區的配套措施仍有待進一步細化。
統計上，一般將電力熱力的生產和供應業、石油加工煉焦及核燃料加工業、化學原料及化學制品制造業、有色金屬冶煉及壓延加工業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業等六大行業，以及年耗能5000噸標準煤以上企業認定為高耗能企業。此外，國家發展改革委等五部門于2021年11月印發了《關于發布
但在實際執行層面，出于多種原因，部分省份尚未針對上述內容研究發布具體的企業名單，導致電網、售電公司、用電公司等經營主體難以嚴格執行。
此外，有業內專家對第一財經記者表示，相關部門應細致研究高耗能電價上漲的方案，而不宜采取“一刀切”的管理方式。他強調，要區別“高耗能”和“高能耗”的概念。相對于互聯網等高科技行業，化工、水泥、鋼鐵等行業的耗能強度要大得多。但是，如果不加區別“漲電價”，將對這些電力成本高的基礎性行業造成打擊。
“我們要打擊的是那些不注意技術升級、不加強耗能管理、不突出科學管控的高能耗企業，而不是所有的高耗能企業。”上述專家稱。
全國人大代表、樂山太陽能研究院院長姜希猛在接受第一財經記者采訪時表示，高耗能產業面對日益嚴峻的環保、能耗及碳減排要求必須做好應對挑戰的準備，否則生產經營就會受到限制，最終被時代淘汰。“節能改造滿足更加嚴格的規制，實現綠色轉型是唯一出路”。
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