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行業(yè)觀察 | 燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價將更加市場化

2019-12-25 08:51:02 中國電業(yè) 作者:向敏  點擊量: 評論 (0)
國家發(fā)展改革委近日印發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》(以下簡稱《指導意見》),確定明年1月1日起,將現(xiàn)行燃煤發(fā)電
國家發(fā)展改革委近日印發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》(以下簡稱《指導意見》),確定明年1月1日起,將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
 
(來源:微信公眾號“中國電業(yè)”ID    :zgdyzzs 作者:向敏)
 
現(xiàn)行機制難以為繼,市場化改革勢在必行
 
2004年以來,燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價及煤電價格聯(lián)動機制建立,對規(guī)范政府定價行為、促進發(fā)電側價格體系合理形成曾發(fā)揮重要作用。
 
15年過去,為何再次提出改革?
 
“燃煤發(fā)電是保障我國電力供應的主力電源,平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價,是電價市場化改革的重點任務,是深化電力市場化改革的關鍵。為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署,迫切需要抓住時機,進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革。”國家發(fā)展改革委有關負責人介紹。
 
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革是推進電價市場化改革的必然要求。當前,隨著電力體制改革的不斷推進,現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制不適應形勢發(fā)展變化的矛盾越來越突出。首先,難以反映電力市場供求變化。燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價基于成本因素確定,難以及時、準確地反映電力供求關系變化,特別是難以適應近年來電力供求相對寬松的形勢。其次,難以反映燃煤發(fā)電成本變化。近幾年,電煤價格高位運行,燃煤發(fā)電成本上升,但在電力供求相對寬松的背景下,燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價難以聯(lián)動上調(diào)。第三,難以繼續(xù)發(fā)揮“定價之錨”作用。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價是不同電源、環(huán)節(jié)電力定價的“錨”,因價格缺乏彈性且自身形成機制不完善,導致其“定價之錨”作用明顯減弱,客觀上不利于水電、核電、燃氣發(fā)電等上網(wǎng)電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成。總的看,現(xiàn)行價格機制已難以繼續(xù)形成有效的價格信號,迫切需要堅持問題導向,加快推進市場化改革。
 
深化燃煤發(fā)電價格形成機制改革有利于促進電力體制改革、優(yōu)化電力資源配置。近年來,我國電力體制改革不斷深化。電價改革是電力體制改革的核心之一,與電力市場建設、售電側改革、放開發(fā)用電計劃等其他專項改革相互交融、互為支撐。深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價改革,構建市場化的價格形成機制,平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價,將有力推動電力交易市場建設發(fā)展,加快形成能夠有效反映電力供求變化、體現(xiàn)煤電功能作用的價格信號。這將對協(xié)同推進電力體制改革,促進發(fā)電行業(yè)結構調(diào)整,優(yōu)化電力資源配置,推動電力、煤炭上下游行業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展,保障能源供應安全發(fā)揮重要作用。
 
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革具備堅實基礎。當前是深化市場化改革的難得時機,具備諸多有利條件。首先,輸配電價改革已實現(xiàn)全覆蓋,“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立;經(jīng)營性發(fā)用電計劃已經(jīng)全面放開,市場化交易條件加快健全。其次,電力市場化交易規(guī)模不斷擴大。2018年,全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時,比2017年增長30.7%。電力現(xiàn)貨市場開始建立。發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等主體的市場意識加快形成,各類主體參與市場交易的意愿不斷增強。第三,當前電力供需總體相對寬松,燃煤機組發(fā)電利用小時數(shù)連年低于設計利用水平,市場化交易電價明顯低于燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價,市場化改革后燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價不具備上漲的基礎。
 
平穩(wěn)推進改革,穩(wěn)步實現(xiàn)電價目標
 
此次改革,總體思路是貫徹落實黨中央、國務院決策部署,按照“放開兩頭”的要求,堅持市場化方向,構建“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,平穩(wěn)有序地放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價。在方向上,強調(diào)凡是能放給市場的堅決放給市場,政府不進行不當干預,最大程度放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價,為全面放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用奠定堅實基礎。在方法上,強調(diào)平穩(wěn)有序、分步實施,逐步擴大價格形成機制彈性,防范簡單放開引發(fā)價格大幅波動,穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價目標,確保改革平穩(wěn)推進。
 
據(jù)了解,此次改革核心內(nèi)容包括五個方面:
 
1
 
將現(xiàn)行燃煤標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價上下浮動”的市場化價格機制,基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定,浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。國家發(fā)展改革委適時對基準價和浮動范圍進行調(diào)整。
 
2
 
現(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量中,具備市場交易條件的,上網(wǎng)電價由市場化方式在“基準價 上下浮動”范圍內(nèi)形成,并以年度合同為主確定;現(xiàn)貨市場實際運行的地方,可按現(xiàn)貨市場規(guī)則執(zhí)行;暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量,仍按基準價執(zhí)行。
 
3
 
燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行。
 
4
 
已按市場化交易規(guī)則形成上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量,繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行。
 
5
 
改革后,現(xiàn)行煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。
 
據(jù)介紹,此次改革,將對電力體制改革、電力市場發(fā)展、行業(yè)上下游發(fā)展和降低用戶用電成本等多個領域產(chǎn)生廣泛和積極的影響,可概括為“四個有利于”:
 
1
 
有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用、更好發(fā)揮政府作用。當前,我國燃煤發(fā)電量約占全部發(fā)電量的65%。此次改革將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,可以有效反映電力供求變化,促進電力資源進一步優(yōu)化配置。
 
2
 
有利于促進電力市場加快發(fā)展。此次改革明確執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的上網(wǎng)電量,具體價格由交易雙方通過市場化方式形成,這將顯著增大市場交易主體數(shù)量、拓展市場交易規(guī)模,為電力交易市場規(guī)范發(fā)展、售電公司加快發(fā)展創(chuàng)造巨大空間。
 
3
 
有利于煤電及上下游行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。此次改革更加注重著眼中長期加快健全市場化價格形成機制,通過促進電力市場發(fā)展、輔助服務市場培育,推動煤電行業(yè)結構調(diào)整,實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。同時,考慮到各地情況差異較大,明確短期內(nèi)暫不具備市場交易條件的電量仍可按基準價執(zhí)行,有利于保障行業(yè)上下游平穩(wěn)運行。
 
4
 
有利于促進降低企業(yè)用電成本。當前,全國電力供需相對寬松。抓住時機深化改革,將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制,且明確2020年電價暫不上浮,有利于充分發(fā)揮市場機制作用,更好發(fā)揮政府調(diào)控作用,進一步降低企業(yè)用電成本。
 
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為:“明年電價平均而言,大概率會往下走。短期來看,火電企業(yè)經(jīng)營壓力繼續(xù)加大,可能要遭受損失;同時電價下行,對其他發(fā)電企業(yè)也很難說是利好。但長期來看,有利于整個產(chǎn)業(yè)的可持續(xù)發(fā)展,對大家都好。”
 
資源優(yōu)化配置,居民、農(nóng)業(yè)用戶電價水平不變
 
改革實施后,各類用戶用電成本會有什么變化?國家發(fā)展改革委有關負責人介紹,改革后各類用戶的用電成本將呈現(xiàn)“三不變,一降低”:
 
一是居民、農(nóng)業(yè)用戶電價水平不變,由電網(wǎng)企業(yè)保障供應,銷售電價繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價,確保價格水平穩(wěn)定,不會增加居民、農(nóng)業(yè)用電負擔。
 
二是已參與電力市場化交易的用戶電價水平不變,繼續(xù)按現(xiàn)行市場規(guī)則形成價格。
 
三是不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶電價水平不變,可繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。
 
四是采用“基準價+上下浮動”方式參與市場的用戶電價水平有所降低。改革為現(xiàn)未參與市場交易的電力用戶增加了一種選擇,且明確2020年暫不上浮,確保工商業(yè)平均電價只降不升。
 
指導意見顯示,具體電價“由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定”,且明年暫不上浮,確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。居民、農(nóng)業(yè)等民生用電繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄電價,確保穩(wěn)定。
 
林伯強對記者表示:“此次電力價格形成機制的調(diào)整是一次質(zhì)變。以往的煤電聯(lián)動機制,只照顧到上游的煤炭和電力(企業(yè));此次調(diào)整后,將同時兼顧下游電力供需。供大于求,價格下浮;供不應求,價格上浮。機制兼顧兩頭,較之前煤電聯(lián)動機制要好。”
 
據(jù)悉,今年上半年,全國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時,同比增長29.3%。電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時,減輕企業(yè)用電負擔約300億元。
 
據(jù)了解,此次改革明確現(xiàn)行環(huán)保電價政策維持不變。執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的燃煤發(fā)電電量,原標桿上網(wǎng)電價包含的脫硫、脫硝、除塵電價,基準價仍然包含。由電網(wǎng)企業(yè)保障供應的電量,在執(zhí)行基準價的同時,繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價完全放開由市場形成的,上網(wǎng)電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價,保持現(xiàn)行規(guī)則不變。
 
改革后,原來與燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價相關聯(lián)的其他電源電價政策如何銜接?改革明確穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電等價格形成機制,原先參考燃煤發(fā)電上網(wǎng)標桿電價的,改為參考基準價。
 
根據(jù)《指導意見》,納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)厝济喊l(fā)電基準價以內(nèi)的部分,由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算,高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。
 
新投產(chǎn)核電機組所在地燃煤發(fā)電基準價高于全國核電標桿上網(wǎng)電價(0.43元/千瓦時)的,新投產(chǎn)核電機組上網(wǎng)電價執(zhí)行全國核電標桿上網(wǎng)電價;所在地燃煤發(fā)電基準價低于0.43元/千瓦時的,新投產(chǎn)核電機組上網(wǎng)電價執(zhí)行所在地燃煤發(fā)電基準價。
 
各地在核定燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價時,最高電價不得超過當?shù)厝济喊l(fā)電基準價0.35元/千瓦時。送、受電省份在協(xié)商跨省跨區(qū)送電價格時,原參考受電省份燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的,改為參考受電省份燃煤發(fā)電基準價。
 
林伯強認為:“此次調(diào)整不會是最終方案。因為電力是比較特殊的產(chǎn)品,考慮到其對經(jīng)濟的影響,所以此次只是采用標桿電價的上浮或下浮,且浮動范圍有限。而理論上講,電價應該由市場供需決定。”
 
對于是否會徹底解決一直以來的煤電矛盾,林伯強表示:“不好說。因為即使煤價漲或跌非常多,電價也只能漲10%或降15%,所以可能會緩解煤電矛盾,但很難以此完全解決煤電矛盾。接下來應該還會有進一步的改革,把電價浮動區(qū)間放得更寬,實現(xiàn)市場化。”
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責任編輯:葉雨田

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