近期广西、广东先后发文调整电力市场化交易价格区间。9月23日广西工信厅发布关于征求2021年全区电力市场化交易调整方案（征求意见稿）的函。称今年以来，由于供应偏紧等影响导致煤炭价格大幅度上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本倒挂严重，广西燃煤发电企业全面亏损，因此拟采取调整电价机制、重新组织电力市场化交易等措施。


广东9月24日发文完善四季度电力市场运行有关事项，允许月度交易价差可正可负，其中上浮幅度不超过燃基准价10%，下浮幅度不超过燃煤基准价15%。建立市场价格疏导机制。当售电公司月竞成交价差为正时，将正价差对应的超额电费，全额传导至市场用户。

广西：调整电价机制、重新开展交易 用户侧可能涨价超7分！

广西《2021年全区电力市场化交易调整方案（征求意见稿）》指出，今年以来，煤电企业产销成本倒挂严重，经营陷入困境，水电来水偏枯，导致自7月中旬以来进入“电力电量”双缺局面，因此起草《2021年全区电力市场化交易调整方案（征求意见稿）》。

《调整方案》中称，对于未开展交易的电量，将现行燃煤标杆电价改为按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上浮不超过10%，下浮不超过15%，具体幅度由市场交易形成。2022年起电力市场化交易价格机制也按照此原则执行。

对于今年已经开展交易且尚未结算的电量，重新组织电力市场化交易。对于重新参与交易且未达成协议的多月交易电量，用户侧按照超发计划用电价格上浮10%进行结算，发电侧按照政府核定的上网电价结算，盈余资金纳入年度偏差电量资金池。

广西某售电公司工作人员向北极星售电网介绍，广西超计划用电的价格是0.42661元/千瓦时，若重新参与交易且未达成协议的多月交易电量，用户侧的价格在此基础上上浮10%，即0.4693元/千瓦时，这个价格比2021年长协成交价格0.39元/千瓦时提高了7.9分。该售电公司工作人员称：“这个文件目前只是征求意见稿，还没有执行，不知道具体哪些电量会重新交易。如果真的按照这个文件执行的话，售电公司的盈利会减少，但价格浮动不大，在几厘左右。影响较大的是用电企业，和长协价格相比可能会涨价7分多。”广西某电力用户无奈地表示，“之前签过的合同被否定，重新参与交易但未达成协议的电量还要多交钱，这显然带有一些强迫的意思，或许我们只能配合政府积极参与重新开展的交易了。”

广东：正价差时代来临 超额电费将全额传导至市场用户

同样处于南方区域的广东也在遭受燃料价格上涨、电力供应紧张的影响，发电企业度电发电成本已经高于基准价。在此背景下，9月24日广东电力交易中心发文称，基于最大程度尊重现有批发、零售合同的同时，合理疏导发电侧成本的原则，对2021年四季度电力市场运行有关事项进行完善调整，允许月度交易成交价差可正可负（在基准价0.453元/千瓦时的基础上，申报价差上限为0.0453元/千瓦时，申报价差下限为-0.068元/千瓦时），同时正价差对应的超额电费将全额传导至市场用户。

对于售电公司来说，如果月竞价差为正，售电公司月竞电量按0价差结算，不受正价差影响。对于发电企业来说，发电企业按照月度交易形成的价格结算，对于发电企业参与月度交易的电量，其发电成本得以疏导；对于电力用户来说，当全月总超额电费为正时，由所有市场用户根据月度实际用电量比例分摊。但是即使出现正价差，综合考虑零售合同和超额电费分摊后，用电侧结算价差仍会为负价差，电价并不会出现较大浮动的上涨，而且有序用电还能得到缓解。那么整体看来，电力用户最终可以获得多少的让利呢？广东电力交易中心给出以下测算：

零售结算时，用户侧按现有零售合同开展结算。在此基础上，由用户分摊超额电费。

考虑市场中仅月竞成交电量涉及超额电费，且大部分市场电量已在年度交易中成交（1-8月均值为74%），月竞成交电量比重较少。平均来看，原零售合同价差约为-4分/千瓦时，若超额度电分摊为-1分/千瓦时，综合来看让利价差约为-3分/千瓦时。

关于退市：退市用户电度电价最高按目录电价的1.5倍执行！

越来越少的发电侧让利难免会让部分用户打起“退堂鼓”，为避免用户大量退市，广西和广东采取了一些措施来保持市场稳定。

广西发改委9月8日发布《关于退出电力市场用户执行保底供电价格有关事项的通知（征求意见稿）》，称对于退出市场的电力用户实行保底供电，其电度电价暂按广西电网目录销售电度电价（不含政府性基金及附加）的1.5倍执行。

广东电力交易中心对电力用户退出机制也进行了完善，在《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》中称原则上不允许已进入市场的电力用户退出市场。对于无正当理由退市的电力用户，原法人及法人代表3年内不得再选择市场化交易，在此期间，其用电价格按照核定目录电价的1.2倍执行。

可见用户一旦退市，用电成本将大幅增加。既然如此，不如调整好心态去面对电力市场可能出现的低价差，及时了解市场动态，找到靠谱的售电公司进行签约。签约时可以将长协作为“压舱石”来锁定收益。

售电公司的未来：向“售电+”转变

电力市场经历了一段时间的波动之后，售电公司应该意识到，如今的定位不应只是简单的“买卖电”，而应更加深入了解电力用户的需求。尤其是在能耗双控趋严、绿色电力市场化交易开市、分时电价等大背景下，越来越多的用电企业会通过配置储能、开展综合能源、使用绿色电力等方式改变用电结构和时段。

售电公司应该看准时机，可以发展“售电+储能”业务，既能起到削峰填谷的作用，又可以帮助用户合理利用分时电价政策，提高低谷时段用电比重、降低高峰时段用电比重，从而实现用户用电降费的目标。或者向用户提供综合能源服务，根据用户需求，为用户提供个性化、多元化和套餐式的服务方案，根据用户的用电习惯，为用户提供经济性分析，制定节能方案，改善用户的用电消费行为。也可以参与到绿电交易中，例如在广西最新发布的《广西绿色电力市场化交易实施方案（试行）》中提到，符合广西电力市场准入条件，在交易中心完成注册的售电公司均可参与绿色电力交易，售电公司与零售用户须签订零售服务合同，约定绿色电力交易相关信息。电力用户同一时期只能选择一家售电公司代理购电。已参加广西中长期交易的市场主体，零售代理关系需保持一致。这给售电公司创造了机会。

另外在合同签订上，售电公司应吸取教训，签订合同前充分向用户说明市场会有波动风险，尽可能不再使用保底合同。除此之外售电公司自身也应该提高业务水平，及时了解政策，具备化解风险的能力。 

原标题：涨电价时代来临！“正价差”下的用户和售电公司如何应对？