สูตรการกำหนดราคาแบบรวมศูนย์เชื่อมโยงราคาพลังงานขายปลีกกับตลาดค้าส่ง
ภายใต้แนวทางปฏิบัติ องค์ประกอบพลังงานของแพ็กเกจไฟฟ้าขายปลีกทั้งหมดในมณฑลเจียงซูปี 2570 จะใช้สูตรรวมศูนย์:
ราคาพลังงานแพ็กเกจขายปลีก = ราคาตลาดค้าส่ง + ส่วนปรับราคาที่เจรจา + Kₐₗₗₒc × ราคาจัดสรรต้นทุนรายเดือน
ราคาตลาดค้าส่งสะท้อนปริมาณและราคาจัดซื้อตามช่วงเวลาการใช้งานโดยรวมของผู้ค้าปลีกไฟฟ้าตลาดระยะกลางและระยะยาว ตลาดซื้อขายล่วงหน้ารายวัน และตลาดเรียลไทม์ และประกาศเป็นรายเดือน ส่วนปรับราคาที่เจรจาเป็นข้อตกลงระหว่างผู้ค้าปลีกและลูกค้ารายย่อย Kₐₗₗₒc กำหนดสัดส่วนต้นทุนจัดสรรรายเดือนที่ส่งผ่านไปยังลูกค้า
เมื่อเทียบกับรูปแบบผสมปี 2569 ที่รวมปริมาณไฟฟ้าราคาคงที่และราคาผูกกับตลาด สูตรใหม่นี้ตัดพารามิเตอร์ เช่น สัดส่วนไฟฟ้าราคาคงที่และสัดส่วนไฟฟ้าผูกกับราคาสปอตออกไป ปริมาณไฟฟ้าทั้งหมดจะชำระตามราคาตลาดค้าส่งบวกส่วนปรับที่เจรจา ภายใต้องค์ประกอบการจัดสรรต้นทุนที่เกี่ยวข้อง ผู้ค้าปลีกยังสามารถลดต้นทุนจัดซื้อผ่านความสามารถในการซื้อขายได้ แต่จะไม่สามารถเก็งกำไรจากส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกคงที่กับการเคลื่อนไหวของตลาดค้าส่งได้อีกต่อไป
โครงสร้างช่วงพีค–หุบเขายังคงอยู่ โดยราคาฐานตามช่วงเวลาการใช้งานก็มาจากตลาดค้าส่งเช่นกัน
ในปี 2570 เจียงซูจะยังอนุญาตให้ลูกค้าและผู้ค้าปลีกเลือกแพ็กเกจแบบแบ่งช่วงเวลาการใช้งานหรือไม่แบ่งช่วงเวลา และตกลงส่วนปรับราคาที่แตกต่างกันในแต่ละช่วงเวลาได้ โครงสร้างราคาช่วงพีค ช่วงปกติ และช่วงหุบเขาจึงยังคงอยู่ระหว่างการทยอยยกเลิกราคาคงที่
การเปลี่ยนแปลงคือ ราคาฐานของแต่ละช่วงเวลาในแพ็กเกจแบบแบ่งช่วงเวลาจะมาจากตลาดค้าส่งเช่นกัน การกำหนดราคาจะเป็นไปตาม “ราคาตลาดค้าส่งรายเดือนของช่วงเวลานั้นบวกส่วนปรับที่เจรจา” มากขึ้นเรื่อย ๆ แทนที่จะเป็นราคาพีค ปกติ และหุบเขาสามค่าที่ล็อกไว้ล่วงหน้าก่อนส่งมอบ
จนกว่าเจียงซูจะออกประกาศอย่างเป็นทางการเกี่ยวกับการจัดการซื้อขายไฟฟ้าปี 2570 พารามิเตอร์ เช่น อัตราส่วนปรับราคาตามช่วงเวลา เกณฑ์เตือน และตัวคูณเพดานราคา จะอ้างอิงระดับปี 2569 และอาจปรับเปลี่ยนภายหลังตามการเปลี่ยนแปลงนโยบายและสภาวะตลาด
แนวทางปฏิบัติยังคงกลไกเพดานสำหรับองค์ประกอบพลังงาน ความเสี่ยงด้านราคาของลูกค้าจึงถูกจำกัดในระดับหนึ่ง แต่เพดานทำหน้าที่เป็นกันชนความเสี่ยงมากกว่าการกลับไปใช้ราคาคงที่ ลูกค้ายังต้องประเมินว่าราคาตลาดค้าส่ง ต้นทุนจัดสรร และรูปแบบการใช้ไฟฟ้าของตนเองส่งผลร่วมกันต่อราคาชำระเฉลี่ยรายเดือนอย่างไร
เจียงซูเป็นส่วนหนึ่งของการเปลี่ยนแปลงในวงกว้าง: 11 มณฑลและเทศบาลได้เดินหน้าปรับเปลี่ยนอัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาคงที่
การปรับเปลี่ยนของเจียงซูไม่ใช่เหตุการณ์ที่เกิดขึ้นโดดเดี่ยว การทบทวนข้อมูลสาธารณะระบุว่ามี 11 มณฑลและเทศบาลออกประกาศระบุว่าลูกค้าที่เข้าร่วมตลาดไฟฟ้าจะไม่ถูกบังคับใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาคงที่ที่รัฐกำหนดอีกต่อไป โดยเก้าแห่งได้ดำเนินการแล้ว ส่วนเจียงซูและชานซีอยู่ระหว่างดำเนินการ
เก้าเขตอำนาจที่ดำเนินการยกเลิกแล้ว ได้แก่:
กุ้ยโจว เหอเป่ย—โดยหลักคือพื้นที่โครงข่ายเหอเป่ยตอนใต้—หูเป่ย ส่านซี จี๋หลิน ยูนนาน ฉงชิ่ง เหลียวหนิง และเหอหนาน
แนวทางดำเนินการแตกต่างกัน หูเป่ย ฉงชิ่ง พื้นที่โครงข่ายเหอเป่ยตอนใต้ ส่านซี และจี๋หลิน ระบุว่าสำหรับหน่วยงานที่เข้าร่วมการซื้อขายไฟฟ้าระยะกลางและระยะยาวโดยตรง ช่วงเวลาและระดับราคาจะไม่ถูกกำหนดโดยภาครัฐอีกต่อไป ราคาแบบแบ่งช่วงเวลาจะถูกกำหนดโดยตลาดแทน
เหอหนาน กุ้ยโจว และยูนนาน กำหนดในการปรับอัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาสำหรับภาคพาณิชย์และอุตสาหกรรมล่าสุดว่า ลูกค้าที่เข้าร่วมตลาดจะไม่ถูกบังคับใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาคงที่อีกต่อไป เจียงซูส่งผ่านราคาตลาดค้าส่งโดยการปรับสูตรแพ็กเกจขายปลีก แนวทางแบบค่อยเป็นค่อยไปนี้ยังคงอัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาที่รัฐกำหนดไว้เป็นกลไกสำรอง ขณะที่ค่อย ๆ เพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าที่ใช้ราคาแบบแบ่งช่วงเวลาตามกลไกตลาด
พื้นฐานนโยบายชัดเจน กฎพื้นฐานสำหรับตลาดไฟฟ้าระยะกลางและระยะยาว ซึ่งออกโดยคณะกรรมการพัฒนาและปฏิรูปแห่งชาติและสำนักงานพลังงานแห่งชาติในเดือนธันวาคม 2568 กำหนดว่าตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2569 หน่วยงานที่เข้าร่วมการซื้อขายในตลาดโดยตรงจะไม่ถูกบังคับใช้ระดับราคาและช่วงเวลาแบบแบ่งช่วงเวลาที่รัฐกำหนดอีกต่อไป นี่เป็นจุดเริ่มต้นของการทยอยยกเลิกกรอบอัตราค่าไฟฟ้าแบบแบ่งช่วงเวลาคงที่ที่ใช้มานานกว่าสี่ทศวรรษอย่างเป็นระบบ
ในระยะยาว ตลาดไฟฟ้าสปอตในชานซี กวางตุ้ง ชานตง กานซู่ มองโกเลียใน หูเป่ย เจ้อเจียง พื้นที่โครงข่ายเหอเป่ยตอนใต้ และอันฮุย ได้เข้าสู่การดำเนินงานปกติแล้ว ขณะที่ส่านซีและเหลียวหนิงกำลังดำเนินการทดลองชำระราคาต่อเนื่อง ตลาดสปอตที่เติบโตเต็มที่มากขึ้นเป็นรากฐานสำหรับการเชื่อมโยงราคาค้าส่ง–ขายปลีก
ทิศทางระดับชาติชัดเจน: ชื่อแพ็กเกจ กลไกเพดาน และวิธีการจัดสรรต้นทุนอาจแตกต่างกัน แต่ช่องทางการส่งผ่านต้นทุนค้าส่งไปยังลูกค้ารายย่อยกำลังถูกกำหนดให้ชัดเจนยิ่งขึ้น
ค่าธรรมเนียมบริการขายปลีกแตกต่างกันอย่างมากระหว่างมณฑล โดยเจียงซูค่อนข้างสูง
ตามการติดตามค่าธรรมเนียมบริการเฉลี่ยรายวันของ SMM สำหรับแพ็กเกจไฟฟ้าขายปลีกระยะกลางและระยะยาวที่เป็นตัวแทน ราคาเสนอตัวอย่างอยู่ระหว่าง 0.60 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง ถึง 8.50 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2569 ซึ่งสะท้อนความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญระหว่างมณฑล
แพ็กเกจ “ราคาผูกกับตลาดบวกส่วนต่างคงที่” ของชานซีอยู่ที่ 8.50 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง สูงสุดในกลุ่มตัวอย่าง ในเจียงซู แพ็กเกจราคาลอยตัวแบบแบ่งช่วงเวลาและไม่แบ่งช่วงเวลาเสนอราคาที่ 7.40 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง และ 7.20 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ ต่างกันเพียง 0.20 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง
ในกวางสี แพ็กเกจผูกกับตลาดเสนอราคาที่ 4.20 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง เทียบกับ 1.65 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมงสำหรับแพ็กเกจราคาคงที่ แสดงถึงช่องว่างที่ชัดเจนระหว่างสองผลิตภัณฑ์ แพ็กเกจไฟฟ้าสีเขียวผูกกับราคาสปอตของเจ้อเจียงอยู่ที่ 1.50 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง เทียบกับ 1.30 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมงสำหรับไฟฟ้าที่ไม่ใช่สีเขียว หมายถึงส่วนเพิ่มไฟฟ้าสีเขียวประมาณ 0.20 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง
แพ็กเกจ “ราคาเฉลี่ยระยะกลางและระยะยาวบวกการเชื่อมโยงสปอต” ของเจียงซีเสนอราคาที่ 1.05 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง ขณะที่แพ็กเกจ “ราคาคงที่บวกการเชื่อมโยงสปอต” อยู่ที่ 0.85 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง แพ็กเกจจัดสรรแบบแข่งขันของกวางตุ้งเสนอราคาที่ 0.60 หยวน/เมกะวัตต์ชั่วโมง ต่ำสุดในกลุ่มตัวอย่าง
ความแตกต่างที่กว้างนี้ไม่ได้หมายความว่ามณฑลที่มีค่าธรรมเนียมบริการต่ำกว่าจะมีต้นทุนไฟฟ้าโดยรวมต่ำกว่าเสมอไป เกณฑ์ราคาค้าส่ง ความรับผิดชอบต่อความไม่สมดุล ความคุ้มครองความเสี่ยง คุณสมบัติไฟฟ้าสีเขียว กลไกการจัดสรรต้นทุน และข้อกำหนดปริมาณธุรกรรมขั้นต่ำแตกต่างกันไปตามแพ็กเกจ
ผู้ค้าปลีกต้องปรับจุดเน้นการดำเนินงาน ขณะที่ลูกค้าต้องประเมินความเสี่ยงใหม่
สำหรับผู้ค้าปลีกไฟฟ้า การจัดการพอร์ตจัดซื้อ การพยากรณ์โหลด การซื้อขายสปอต การจัดการความไม่สมดุล และการบริการลูกค้าจะมีความสำคัญเพิ่มขึ้นเรื่อย ๆ รูปแบบรายได้จะเปลี่ยนจากการรับความเสี่ยงส่วนต่างราคาคงที่ไปสู่การสร้างรายได้จากส่วนปรับราคาที่เจรจาและความสามารถในการซื้อขายระดับมืออาชีพ การเชื่อมโยงราคาค้าส่ง–ขายปลีกไม่ได้ขจัดความเสี่ยงของผู้ค้าปลีก: ข้อกำหนดหลักประกันผลการดำเนินงาน ความคลาดเคลื่อนในการพยากรณ์ กระแสเงินสด และการจัดการลูกค้าจะยังคงส่งผลโดยตรงต่อผลประกอบการ
สำหรับลูกค้าภาคพาณิชย์และอุตสาหกรรม การเลือกแพ็กเกจควรพิจารณามากกว่าการเปรียบเทียบส่วนปรับราคาที่เจรจา อย่างน้อยที่สุด ลูกค้าควรตรวจสอบสี่องค์ประกอบ: วิธีคำนวณราคาตลาดค้าส่ง มูลค่าและเครื่องหมายของ Kₐₗₗₒc การมีเพดานราคาหรือไม่ และข้อกำหนดในสัญญาเกี่ยวกับรูปแบบการใช้ไฟฟ้าตามช่วงเวลา ความไม่สมดุล และการยกเลิกก่อนกำหนด สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ ความสอดคล้องระหว่างรูปแบบโหลดของตนกับพอร์ตลูกค้ารวมของผู้ค้าปลีกอาจสำคัญกว่าการประหยัดค่าธรรมเนียมบริการหนึ่งหรือสองหยวนต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง
สำหรับโครงการกักเก็บพลังงานและโซลาร์เซลล์แบบกระจายศูนย์ภาคพาณิชย์และอุตสาหกรรม การประเมินรายได้จากส่วนต่างพีค–หุบเขาคงที่รายปีจะต้องปรับปรุงใหม่ การตัดสินใจชาร์จและปล่อยประจุของระบบกักเก็บควรสะท้อนโปรไฟล์ราคาชำระจริงมากขึ้นแทนที่จะเป็นช่วงพีคและหุบเขาคงที่ มูลค่าการใช้ไฟฟ้าเองของโซลาร์เซลล์แบบกระจายศูนย์ต้องประเมินใหม่ในแง่ของต้นทุนไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้เมื่อราคาค้าส่งช่วงกลางวันลดลง แบบจำลองโครงการควรผนวกองค์ประกอบพลังงาน ค่าธรรมเนียมบริการ ต้นทุนจัดสรร และองค์ประกอบอื่น ๆ ในบิลค่าไฟฟ้า แทนที่จะประมาณผลตอบแทนโครงการทั้งหมดจากราคาพลังงานในแพ็กเกจขายปลีกเพียงอย่างเดียว
