多省份调整高耗能电价专家建议不宜“一刀切”涨价
热浪席卷全国多地“，迎峰度夏”正成为电力保障工作重心。
国家发改委新闻发言人孟玮日前在例行新闻发布会上表示，国家发改委将进一步压实地方和企业能源保供主体责任，全力保障迎峰度夏电力安全稳定供应。
具体举措包括，鼓励通过市场化需求响应减小尖峰电力缺口，督促各地细化完善各种情形下的应急保供预案，提前开展实战应急演练，做到有备无患，确保极端条件下民生和重点用能不受影响。
第一财经记者梳理各地出台的相关政策发现，除了延续往年供给侧的电力保障，许多省份都将目光投向了需求侧的市场化调节，其中的重点调整对象就是高耗能企业。
多位业界专家认为，积极调整高耗能企业电价，不仅能够直接有效地调节电力需求、保障电力系统安全稳定，而且有利于促进产业结构升级和经济绿色转型。但是从短期来看，这必然给相关企业带来负担。因此，各地仍需注意方式方法，避免“一刀切”的简单加价，对产
业链造成较大负面影响。
多省份密集调整高耗能电价
受生产复苏和持续高温影响，国内多个地区用电负荷创历史新高。
国家电网监测数据显示，6月以来，河北、山东、河南、陕西、甘肃、宁夏、新疆等7个省级电网，以及西北电网用电负荷均创历史新高。江苏电网最高用电负荷比去年提前19天破亿，夏季用电高峰提前到来。
针对电力负荷猛增的情况，云南、宁夏、浙江、湖南等多个省份专门出台了有关高耗能企业的电价调整方案。
例如，湖南省发改委日前发布的《湖南省高耗能企业迎峰度夏市场交易方案》明确，高耗能企业市场交易价差申报范围为：月前基础负荷交易为- 90元/兆瓦时至90元/兆瓦时，月内竞价交易最低为90元/兆瓦时，不设上限。
对于超合同用电，电力调度机构预测无供电缺口时段，结算价差执行中长期交易规则有关规定；预测有供电缺口时段，执行惩罚性电价，结算价差按月内交易价差+代理服务价格+10元/千瓦时执行。
这意味着，超出合同部分的用电，每度电或许要加价10元。
“这里面的一个关键变量是：电力调度机构预测有无供电缺口时段。据我了解，以目前的技术水平只能日前通知，没法太早通知。因此，高耗能企业针对电力供需状态作出及时调整的空间相对有限。如果他们承担了较大幅度的惩罚性电价，最终传导下去，还是要由社会买单。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对第一财经记者分析。
如果说湖南等地出台的电价政策尚且给高耗能企业留有调整生产的余地，那么浙江省出台的政策则因其“无差别”而引发了更广泛的关注。
5月中旬，浙江省发展改革委、浙江省能源局公开发布《省发展改革委 省能源局关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，拟适当提高高耗能企业电价，合理疏导天然气发电、需求侧响应等电价矛盾，对涉及634家高耗能企业电价提高0.172元/千瓦时。经测算，涨幅高达35%。
从类别来看，加价的高耗能行业涉及石油、煤炭及其他燃料加工业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制造业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业。但是这次调价并不涉及氮肥、磷肥制造企业，有业内人士称这是为了保持农业电价稳定。
电价浮动影响几何
事实上，自2021年底以来，有关高耗能电价是否要涨、涨多少、怎么涨，成为多方关心的热点问题。
2021年10月，国家发改委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确，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。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时表示，以往电价“易跌难涨”，这次改革具有突破性的意义。
当下多地均强调从高耗能行业着手调整电价，这能在多大程度上缓解电力供应压力？
林伯强表示，当前国内高耗能行业在全社会用电量中的占比超过40%，其中仅钢铁、水泥和有色三个行业的用电需求就占到全社会用电量的20%，但是这些行业的附加值并不高。
“对于高耗能企业来说，电价是至关重要的成本。过去，很多地方实际上对于高耗能企业的电价是打了折扣的，借此吸引相关企业入驻，增加税收。在供需不平衡的背景下，这种做法并不合理，改变势在必行。”林伯强称。
从结果来看，多个产业正在承受价格传导带来的压力。
一家国有石化企业管理人士告诉记者，今年以来，受到国际原油价格飙升等因素影响，
19天江苏电网最高用电负荷比去年提前19天破亿，夏季用电高峰提前到来。当前国内高耗能行业在全社会用电量中的占比超过40%，其中仅钢铁、水泥和有色三个行业的用电需求就占到全社会用电量的20%，但是这些行业的附加值并不高。“对于高耗能企业来说，电价是至关重要的成本。过去，很多地方实际上对于高耗能企业的电价是打了折扣的，借此吸引相关企业入驻，增加税收。在供需不平衡的背景下，这种做法并不合理，改变势在必行。”林伯强称。
原料成本迅速提高，叠加下游制造业需求不振，因此价格传导不畅，经营面临压力。如果再“电费加价”将会“雪上加霜”。
据海通证券此前测算，基础化工行业的电费支出占营业成本的14%，在各大行业中排名前列。此外，管道运输、水泥石灰和石膏、有色金属矿采选产品等行业电费支出占比也超过10%。
也有投资者在平台提问电价上涨对主营水泥业务公司的影响，天山股份回复称：公司2022年1~5月份外购电力综合成本较去年同期上涨10%左右。
“电力成本在制造成本中的占比不大，电价的调整对公司成本影响较小。公司积极实施各项举措降低电耗，持续优化用电结构，应对电价变化对生产成本的影响。”天山股份补充称。
浙江省石油和化学工业行业协会在上述征求意见稿公布后对媒体表示，建议电价进一步市场化时，应将产业链特点、企业能耗水平予以综合考虑。
专家：不宜一刀切，鼓励企业加强能耗管理
尽管国家发改委以及多地部门均对高耗能企业的电价作出调整，但据记者了解，部分地区的配套措施仍有待进一步细化。
统计上，一般将电力热力的生产和供应业、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学原料及化学制品制造业、有色金属冶炼及压延加工业、黑色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业等六大行业，以及年耗能5000吨标准煤以上企业认定为高耗能企业。此外，国家发展改革委等五部门于2021年11月印发了《关于发布〈高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）〉的通知》，科学界定了石化、化工、建材、钢铁、有色五大行业相关重点领域能效标杆水平和基准水平。
但在实际执行层面，出于多种原因，部分省份尚未针对上述内容研究发布具体的企业名单，导致电网、售电公司、用电公司等经营主体难以严格执行。
此外，有业内专家对第一财经记者表示，相关部门应细致研究高耗能电价上涨的方案，而不宜采取“一刀切”的管理方式。他强调，要区别“高耗能”和“高能耗”的概念。相对于互联网等高科技行业，化工、水泥、钢铁等行业的耗能强度要大得多。但是，如果不加区别“涨电价”，将对这些电力成本高的基础性行业造成打击。
“我们要打击的是那些不注意技术升级、不加强耗能管理、不突出科学管控的高能耗企业，而不是所有的高耗能企业。”上述专家称。
全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛在接受第一财经记者采访时表示，高耗能产业面对日益严峻的环保、能耗及碳减排要求必须做好应对挑战的准备，否则生产经营就会受到限制，最终被时代淘汰“。节能改造满足更加严格的规制，实现绿色转型是唯一出路”。