近期廣西、廣東先后發文調整電力市場化交易價格區間。9月23日廣西工信廳發布關于征求2021年全區電力市場化交易調整方案（征求意見稿）的函。稱今年以來，由于供應偏緊等影響導致煤炭價格大幅度上揚并維持高位運行，煤電企業產銷成本倒掛嚴重，廣西燃煤發電企業全面虧損，因此擬采取調整電價機制、重新組織電力市場化交易等措施。

廣東9月24日發文完善四季度電力市場運行有關事項，允許月度交易價差可正可負，其中上浮幅度不超過燃基準價10%，下浮幅度不超過燃煤基準價15%。建立市場價格疏導機制。當售電公司月競成交價差為正時，將正價差對應的超額電費，全額傳導至市場用戶。

廣西：調整電價機制、重新開展交易 用戶側可能漲價超7分！

廣西《2021年全區電力市場化交易調整方案（征求意見稿）》指出，今年以來，煤電企業產銷成本倒掛嚴重，經營陷入困境，水電來水偏枯，導致自7月中旬以來進入“電力電量”雙缺局面，因此起草《2021年全區電力市場化交易調整方案（征求意見稿）》。

《調整方案》中稱，對于未開展交易的電量，將現行燃煤標桿電價改為按照“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，上浮不超過10%，下浮不超過15%，具體幅度由市場交易形成。2022年起電力市場化交易價格機制也按照此原則執行。

對于今年已經開展交易且尚未結算的電量，重新組織電力市場化交易。對于重新參與交易且未達成協議的多月交易電量，用戶側按照超發計劃用電價格上浮10%進行結算，發電側按照政府核定的上網電價結算，盈余資金納入年度偏差電量資金池。

廣西某售電公司工作人員向北極星售電網介紹，廣西超計劃用電的價格是0.42661元/千瓦時，若重新參與交易且未達成協議的多月交易電量，用戶側的價格在此基礎上上浮10%，即0.4693元/千瓦時，這個價格比2021年長協成交價格0.39元/千瓦時提高了7.9分。該售電公司工作人員稱：“這個文件目前只是征求意見稿，還沒有執行，不知道具體哪些電量會重新交易。如果真的按照這個文件執行的話，售電公司的盈利會減少，但價格浮動不大，在幾厘左右。影響較大的是用電企業，和長協價格相比可能會漲價7分多。”廣西某電力用戶無奈地表示，“之前簽過的合同被否定，重新參與交易但未達成協議的電量還要多交錢，這顯然帶有一些強迫的意思，或許我們只能配合政府積極參與重新開展的交易了。”

廣東：正價差時代來臨 超額電費將全額傳導至市場用戶

同樣處于南方區域的廣東也在遭受燃料價格上漲、電力供應緊張的影響，發電企業度電發電成本已經高于基準價。在此背景下，9月24日廣東電力交易中心發文稱，基于最大程度尊重現有批發、零售合同的同時，合理疏導發電側成本的原則，對2021年四季度電力市場運行有關事項進行完善調整，允許月度交易成交價差可正可負（在基準價0.453元/千瓦時的基礎上，申報價差上限為0.0453元/千瓦時，申報價差下限為-0.068元/千瓦時），同時正價差對應的超額電費將全額傳導至市場用戶。

對于售電公司來說，如果月競價差為正，售電公司月競電量按0價差結算，不受正價差影響。對于發電企業來說，發電企業按照月度交易形成的價格結算，對于發電企業參與月度交易的電量，其發電成本得以疏導；對于電力用戶來說，當全月總超額電費為正時，由所有市場用戶根據月度實際用電量比例分攤。但是即使出現正價差，綜合考慮零售合同和超額電費分攤后，用電側結算價差仍會為負價差，電價并不會出現較大浮動的上漲，而且有序用電還能得到緩解。那么整體看來，電力用戶最終可以獲得多少的讓利呢？廣東電力交易中心給出以下測算：

零售結算時，用戶側按現有零售合同開展結算。在此基礎上，由用戶分攤超額電費。

考慮市場中僅月競成交電量涉及超額電費，且大部分市場電量已在年度交易中成交（1-8月均值為74%），月競成交電量比重較少。平均來看，原零售合同價差約為-4分/千瓦時，若超額度電分攤為-1分/千瓦時，綜合來看讓利價差約為-3分/千瓦時。

關于退市：退市用戶電度電價最高按目錄電價的1.5倍執行！

越來越少的發電側讓利難免會讓部分用戶打起“退堂鼓”，為避免用戶大量退市，廣西和廣東采取了一些措施來保持市場穩定。

廣西發改委9月8日發布《關于退出電力市場用戶執行保底供電價格有關事項的通知（征求意見稿）》，稱對于退出市場的電力用戶實行保底供電，其電度電價暫按廣西電網目錄銷售電度電價（不含政府性基金及附加）的1.5倍執行。

廣東電力交易中心對電力用戶退出機制也進行了完善，在《關于完善廣東電力市場2021年四季度運行有關事項的通知》中稱原則上不允許已進入市場的電力用戶退出市場。對于無正當理由退市的電力用戶，原法人及法人代表3年內不得再選擇市場化交易，在此期間，其用電價格按照核定目錄電價的1.2倍執行。

可見用戶一旦退市，用電成本將大幅增加。既然如此，不如調整好心態去面對電力市場可能出現的低價差，及時了解市場動態，找到靠譜的售電公司進行簽約。簽約時可以將長協作為“壓艙石”來鎖定收益。

售電公司的未來：向“售電+”轉變

電力市場經歷了一段時間的波動之后，售電公司應該意識到，如今的定位不應只是簡單的“買賣電”，而應更加深入了解電力用戶的需求。尤其是在能耗雙控趨嚴、綠色電力市場化交易開市、分時電價等大背景下，越來越多的用電企業會通過配置儲能、開展綜合能源、使用綠色電力等方式改變用電結構和時段。

售電公司應該看準時機，可以發展“售電+儲能”業務，既能起到削峰填谷的作用，又可以幫助用戶合理利用分時電價政策，提高低谷時段用電比重、降低高峰時段用電比重，從而實現用戶用電降費的目標。或者向用戶提供綜合能源服務，根據用戶需求，為用戶提供個性化、多元化和套餐式的服務方案，根據用戶的用電習慣，為用戶提供經濟性分析，制定節能方案，改善用戶的用電消費行為。也可以參與到綠電交易中，例如在廣西最新發布的《廣西綠色電力市場化交易實施方案（試行）》中提到，符合廣西電力市場準入條件，在交易中心完成注冊的售電公司均可參與綠色電力交易，售電公司與零售用戶須簽訂零售服務合同，約定綠色電力交易相關信息。電力用戶同一時期只能選擇一家售電公司代理購電。已參加廣西中長期交易的市場主體，零售代理關系需保持一致。這給售電公司創造了機會。

另外在合同簽訂上，售電公司應吸取教訓，簽訂合同前充分向用戶說明市場會有波動風險，盡可能不再使用保底合同。除此之外售電公司自身也應該提高業務水平，及時了解政策，具備化解風險的能力。