自2021年8月底開始，國內幾個能源消費大省，拉開了大規模限電限產行動的序幕。引起各界關注的“能耗雙控”與各地限電限產，并不是突然發生的。綜合來看，經濟增長、電力消費增加、碳排放以及煤炭價格倒掛等要求，都為電力供應趨緊繼而引發限電，埋下了伏筆。

  為緩解導致限電因素之一的煤電矛盾，深入推進電力價格市場化改革，國家發展改革委于2021年10月印發了《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）的文件，內容涉及取消工商業目錄銷售電價，工商業用戶全面推向電力交易市場，放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大燃煤電價浮動范圍，其中“高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”。

  2021年12月，全國大部分省市落實發改委文件要求，推進電力價格機制改革，電價上漲給鋼鐵企業生產運行和成本管理都帶來了壓力，同時也對鋼鐵行業低碳轉型和高質量發展提出了更高的要求。

一、電改后電價漲幅情況

1.代理購電價格較煤電基準價上漲

  2021年10月逐步開展代理購電后，江蘇、內蒙、廣西、浙江等省份和自治區在10月和11月高耗能行業的代理購電價格較煤電基準價上浮均超過20%。

  從近5個月（2021年12月到2022年4月）31個地區220KV大工業用電的市場代理購電價格來看，代理購電價格平均為0.43元/千瓦時，較煤電基準價上漲14.61%。以較低的2021年12月代理購電價格來看，全國31個地區平均代理購電價格為0.4215元/千瓦時，較全國煤電基準平均價上漲11.72%，其中天津、上海、安徽、浙江、河北、湖北、江西等6個省份漲幅超過20%；以較高的2022年3月代理購電價格來看，全國31個省份和自治區平均代理購電價格為0.4378元/千瓦時，較全國煤電基準平均價上漲16.06%，其中北京、天津、上海、安徽、浙江、河南、湖北、江西等8個省份漲幅超過20%。

圖1 2021年12月-2022年4月代理購電價格情況

圖2 2022年3月代理購電較沒電基準價漲跌地區數量分布

2.電度電價較目錄電價上漲

  相對于去年同期目錄電價時期，全國各地區電度電價普遍上漲。根據對31個地區220KV大工業用電的電度用電價格的統計，近5個月電度電價平均為0.56元/千瓦時，較之前目錄電價上漲7.77%。以電度電價較低的2021年12月為例，電度電價平均為0.5503元/千瓦時，較當月目錄電價平均上漲6.39%，其中湖南、湖北、遼寧、重慶等4個省市電度電價漲幅在15%左右；以電度電價較高的2022年3月為例，3月電度電價平均為0.5618元/千瓦時，較目錄電度電價上漲8.60%，其中上海、湖北、四川、浙江等4個省市漲幅超過15%。

圖3 2021年12月-2022年4月電度電價情況

圖4 2022年3月電度電價較目錄電價漲跌地區數量分布情況

二、電價上漲對鋼鐵生產成本影響

  2021年10月以來上網電價的大幅上漲，結束了自2015年電改以來電價下降周期，未來以火電為主的發電行業和鋼鐵行業都面臨低碳轉型，既要保持化石能源系統保供，又要堅持可再生能源系統逐步替代，電力價格低價時代短期或難以回歸。鋼鐵行業是用電大戶，電力價格的上漲，對企業降本增效形成較大壓力。電費漲幅成為僅次于原燃料漲幅的第二大影響鋼鐵產品制造成本的重要因素。

  從工序上看，礦石采選和燒結等工序因電價上漲噸礦成本上升均在1.9元/噸左右；煉焦工序噸礦成本上升2.6元/噸，煉鐵、煉鋼環節耗電量相對較高，但約50%的長流程企業還配有自備電廠，估算長流程企業在煉鐵、煉鋼等工序噸鋼成本上升約5元/噸，而短流程企業用電集中在煉鋼環節，噸鋼綜合電耗也遠大于長流程,噸鋼成本上升約15元/噸；軋鋼等加工工序噸鋼成本上升約5元/噸。

圖5 鋼鐵各工序電價成本上漲變化圖

  在考慮自備電廠成本上升的因素，煤價在發電成本中約在60%-70%，大部分鋼鐵企業自備電廠發電機組單機容量相對較小，效率較低，發電成本比燃煤電廠高，2022年1-4月鋼鐵企業自備電廠受電價影響度電成本同比上漲約0.07元/千瓦時。

圖6 2021年1月-2022年4月中旬Q5500動力煤價格走勢

三、電價上漲對鋼鐵企業帶來的挑戰

  隨著2021年下半年電力市場化改革，電力價格實現能漲能跌的波動，各地進一步完善后的分時電價政策紛紛出臺，以及代理購電、直接市場交易以及現貨購電等多種形式的電力市場購電方式，對企業鎖定未來長周期電價將成為企業的競爭關鍵因素，對企業的電力管理能力提出了更高要求，鋼鐵企業日常生產管理和降本增效也面臨新的挑戰。

1、分時電價給鋼鐵連續生產帶來的管理挑戰

  分時電價政策自2003年推出以來，體現了電能的時間價值，在引導電力用戶削峰填谷、保障電力系統安全穩定經濟運行發揮了重要作用。目前，大部分省份實施了不同的分時電價機制。

  本輪電力市場化改革后，峰谷電價差呈進一步擴大的趨勢，部分省份在高峰電價的基礎上增加了尖峰電價，部分地區還同時執行豐枯期電價、季節性電價。這些分時電價政策的實施，使得電力時段劃分更為分散、復雜，由于鋼鐵生產具有連續性的特點，生產安排很難避峰就谷，而低谷電價下降的幅度并不能抵消高峰和尖峰電價上漲帶來的成本上升。鋼鐵企業不僅面臨用電成本的上漲，而且對避峰就谷生產組織和檢修安排帶來極大困難。

2.多重電價政策給鋼鐵成本帶來的壓力

  鋼鐵企業是電力消納的大戶，鋼鐵生產的連續性對電網的用電負載平穩有重要意義，一般直接參與電力市場長協交易或協商，應較其他行業有明顯的電價優惠，但目前電價政策中，鋼鐵行業被列入高耗能行業，優惠電價逐步取消，還面臨多重疊加的電價升高，即不僅面臨正常的電力交易市場價格的波動，還面臨差別電價和懲罰性電價、階梯性電價等多種電價。這些電價政策出臺，一定程度上促進了鋼鐵行業的節能減排和淘汰落后，但這些政策在功能上有部分重疊，標準設定也多有交叉，多重政策的疊加造成鋼鐵企業成本壓力增大，不利于鋼鐵行業轉型升級高質量發展。

  鋼鐵企業還要面臨電力市場對用電側的嚴格限制，比如偏差考核、售電用電唯一性綁定、合同變更調整等，這對鋼企電力預測和成本管理都帶來了很大挑戰。

3.鋼鐵企業自備電廠成本升高甚至虧損

  鋼鐵企業除了一部分使用“三余”機組發電，還有更大的一部分是采用燃煤機組進行發電。燃煤自備電廠發電機組容量受政策限制，發電效率較低，在煤價高企的情況下，發電成本上升更加明顯。此外，自備電廠還面臨系統備用費和政策性交叉補貼等費用較高，以及上網電價與購電價格落差大等情況。

  鋼鐵行業在低碳轉型發展過程中，鋼鐵企業的自備電廠轉型升級也迫在眉睫，除了傳統煤電機組向高效環保升級外，投資可再生能源可能是更為長遠的路徑，有利于實現電力的清潔化與低碳化，減少化石能源發電，并規避燃料價格的波動風險。

四、政策建議

  一是加快整合差別電價、階梯電價、懲罰性電價等針對高耗能行業的電價政策，建立統一的高耗能行業階梯電價制度。用有效的政策正向引導鋼鐵行業低碳轉型，對能效達到基準水平或標桿水平企業用電不加價，未達到的根據能效水平差距實行階梯電價，加價電費專項用于支持企業節能減污降碳技術改造。

  二是推動中長期電力市場和現貨市場建設。鋼鐵企業是用電大戶，中長期穩定和可預測的電價，對鋼鐵企業生產組織和降本增效至關重要，推動鋼鐵企業參與電力現貨市場，準確反映電能價值和供需關系。積極探索推出與尖峰電價相對深谷電價，通過價格杠桿調節需求側用電，推動鋼鐵企業對谷電的消納能力；合理擴大燃氣、新能源等消納，通過獎補等鼓勵措施，按照市場化的原則推動用戶側使用綠電。

  三是在減免“三余”自備電廠減免系統備用費和政策性交叉補貼等政策的基礎上，進一步通過稅費政策推動鋼鐵企業自備電廠燃煤消減和新能源投資。對鋼鐵企業投資“新能源+儲能”項目建設、綠色電力交易予以實質性的政策支持，確保企業合理享受更多的電力改革紅利；推動綠色電力交易細則與綠證交易、碳排放權交易有效銜接，引導鋼鐵行業綠色低碳高質量發展。

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